Los Sistemas Eléctricos de Argentina y Uruguay: dos senderos diferentes en la búsqueda de sustentabilidad Beno Ruchansky Daniel Bouille 1. Introducción Los últimos 15 años se han caracterizado por profundos cambios regulatorios e institucionales en los sistemas eléctricos de muchos países de América Latina y el Caribe. Dichos cambios se inscribieron en un contexto general de reformas del Estado, impulsadas desde sus inicios por el FMI y los organismos multilaterales de crédito y presentadas como solución frente a las recurrentes crisis económicas que atravesaban estos países. La década de los 80’ se caracterizó por un regular desempeño de los sistemas eléctricos, lo que dio pié a que varios países iniciaran y concretaran una transformación radical de dichos sistemas. Las reformas implementadas presentaron como núcleo fundamental el otorgamiento de un rol central al libre mercado, la desintegración vertical y horizontal del sector eléctrico y la privatización de las empresas eléctricas públicas. El objetivo manifiesto de dichas reformas fue el de promover la eficiencia del sector y asegurar el abastecimiento de energía eléctrica en el largo plazo. En mayor o menor medida todos los países de la región iniciaron un proceso general de reforma del Estado, que derivó en importantes cambios en sus sectores eléctricos. En este sentido no se puede dejar de mencionar el papel jugado por los organismos multilaterales de crédito, que financiaron copiosamente múltiples estudios para reformas del sector y su implementación, en tanto retacearon fondos para la expansión del mismo. Las especificidades de cada país, en términos de situación de partida, antecedentes sociales, políticos y culturales, fueron factores preponderantes a la hora de explicar las diferencias que se observan en el grado de implementación de dichas reformas. En lo que a las empresas públicas se refiere y en particular respecto de sus sectores eléctricos, Argentina y Uruguay representan dos extremos del abanico de opciones adoptadas por los países de la región. En tanto Argentina privatizó la casi totalidad de sus empresas públicas, Uruguay no lo hizo y mantuvo el rol preponderante del Estado en el proceso de decisión e implementación de políticas públicas. El análisis de estos casos ofrece múltiples aristas de interés. Una de ellas está referida al hecho de que ambos países se encuentran fuertemente interconectados y en consecuencia existen aspectos técnicos, institucionales y regulatorios, vinculados al buen funcionamiento de la interconexión, que es necesario armonizar aún en el marco de esquemas conceptuales diferentes. La diferencia de tamaño entre ambas países, de dotación de recursos naturales, de tamaños de los sistemas y su efecto sobre las economías de escala, son elementos insoslayables a la hora de explicar el comportamiento de cada sistema y su interrelación. Vinculado a esto último se encuentran aquellos aspectos que están relacionados con las políticas de integración del MERCOSUR y el planteo de la necesidad del cumplimiento de condiciones de simetría y reciprocidad, en función de los compromisos contraídos por los países que lo integran. Otras aristas refieren a las diferencias de estructura y cultura política que presentan ambos países. En el caso uruguayo se remarca la existencia de una fuerte tradición de participación del Estado en el dominio empresarial, cuya bandera levantan amplios sectores del espectro político uruguayo, y el rol del instrumento plebiscitario en aquellos temas que son de fundamental importancia para el país. En el caso argentino, destaca el hecho de que la reforma proviniese de un partido “populista” con fuerte arraigo en el movimiento sindical y que al llegar al gobierno implementó una política no coincidente con sus raíces históricas. Frente a una realidad de la región que no condice con los resultados postulados por quienes impulsaron las reformas económicas y ante una situación de crisis desatada en la región, 1 resulta interesante analizar tanto el impacto como la capacidad de respuesta que desarrollaron los sectores eléctricos de ambos países del Plata. Sin ánimo de extraer conclusiones de carácter normativo, y siendo sumamente conscientes de las notorias diferencias que existen entre ambos países, entendemos que los países seleccionados constituyen un buen estudio de casos de caminos divergentes y sus resultados en las diferentes dimensiones de la sustentabilidad (económica, social, ambiental, gobernabilidad). Este estudio pretende ser una contribución en esa dirección. 2. Contexto macro-económico La privatización y la reforma del sector eléctrico en la Argentina de principios de los 90’ reflejaron un cambio radical en la visión sobre el papel del Estado y el sector público en el desarrollo económico. En 1989, la presencia de una marcada desindustrialización, un creciente endeudamiento externo, desequilibrios en las cuentas públicas y externas, índices de inflación superiores al 100% anual, una fuerte concentración del ingreso y la riqueza, un progresivo 1 deterioro en las condiciones de vida de la mayor parte de la población y los deficitarios servicios públicos, conformaron una situación de crisis que provocó la renuncia del presidente Alfonsín cinco meses antes de la finalización de su mandato. Carlos Menem -quien ya era presidente electo- asumió de inmediato. El nuevo jefe de Estado cerró un acuerdo político con la oposición que facilitó la aprobación por parte del Congreso de dos leyes que fueron precursoras claves de las reformas dentro del sector eléctrico: la Ley de Reforma del Estado -que otorgó al Poder Ejecutivo facultades extraordinarias para reorganizar y privatizar empresas públicas- y la Ley de Emergencia Económica -que suspendió los subsidios y levantó las barreras a la inversión extranjera (Abdala, 2001)-. Con la aprobación de ambas leyes, la Administración Menem se embarcó en un programa de reforma global que tuvo como centro la liberalización y profundización de la apertura de la economía (servicios y capitales), la asignación de un papel decisorio al mercado, la privatización de las empresas públicas y un cambio radical en el rol del Estado. (Banco Mundial, 1995). Mientras tanto, el contexto macro-económico de Uruguay no era muy distinto. Al momento de asumir el Dr. L.A. Lacalle (Partido Blanco, de centro derecha) la Presidencia de la República en marzo de 1990, el contexto económico del país estaba pautado por la existencia de crecientes desequilibrios macroeconómicos originados en la no resolución de problemas estructurales de la economía uruguaya: la dificultad para crecer, bajos niveles de inversión e incapacidad para generar empleo productivo. Entre dichos desequilibrios se desatacaban: una alta tasa de inflación (80% en 1989), un importante déficit fiscal (6.2% del PBI en 1989) y un grave problema de endeudamiento externo (82% del PIB en 1989). En tal contexto Lacalle plantea desde el inicio una serie de medidas que apuntan a una profundización en la aplicación de políticas de corte “neoliberal”. Dichas políticas, en gran medida coincidentes con las aplicadas por la Administración Menem, estaban en consonancia 2 con las ideas plasmadas en los 10 puntos del llamado “Consenso de Washington” , y se articulaban con la promoción en América Latina de las denominadas “reformas estructurales” Estas reformas, que fueron impulsadas desde sus inicios por el FMI y los organismos multilaterales de crédito, propiciaban la apertura del sector externo de la economía, la desregulación de los mercados locales (especialmente el laboral) y un cambio en el rol del (1) (2) Héctor Pistonesi. “El sistema eléctrico argentino: los principales problemas regulatorios y el desempeño posterior a la reforma”. Cepal. Santiago de Chile, julio de 2000. El llamado “Consenso de Washington” fue un documento adoptado a partir de una reunión realizada en Washington en el año 1989, entre académicos y economistas norteamericanos, funcionarios del gobierno estadounidense y funcionarios del Banco Mundial y el Fondo Monetario Internacional. Las recomendaciones para América Latina planteaban que para alcanzar los objetivos de “crecimiento, baja inflación y balanza de pagos equilibrada, había que aplicar 10 instrumentos de política económica (que pueden agruparse en 3 ejes): a) Redimensionamiento del estado: 1) Disciplina fiscal. 2) Reducción del gasto público. 3) Reforma tributaria. 4) Privatización de las empresas públicas. b) Apertura externa: 5) Tipos de cambio reales competitivos. 6) Apertura comercial externa. 7) Promoción de una mayor apertura a la inversión extranjera. c) El mercado como asignador de recursos: 8) Implementación de una profunda desregulación de la actividad económica. 9) Tasas de interés positivas determinadas por el mercado 10) Garantizar la protección de la propiedad privada (Williamson, editor, 1990) 2 Estado (con eje en la privatización de los servicios públicos). Este “nuevo modelo económico”, de inspiración liberal y aperturista, se planteará como alternativa respecto del modelo intervencionista y proteccionista, de industrialización sustitutiva de importaciones, que predominara en América Latina en la postguerra, también conocido como modelo de crecimiento endógeno. La apertura de la economía permitiría una especialización de la producción en los sectores más competitivos y liberaría recursos de los sectores ineficientes que se desarrollaron al amparo de las protecciones. Esta visión le asigna al mercado un rol central, el cual operando libremente alcanzaría una asignación eficiente de recursos y permitiría aumentar las tasas de crecimiento económico, disminuir la pobreza y los niveles de desempleo. Por su parte, el Estado asumiría un rol subsidiario y se admitiría su participación sólo ante fallas del mercado. Esta posición se sustenta en el convencimiento de que su participación, ya sea en forma directa o mediante la regulación, es el origen de múltiples ineficiencias y constituye una traba al crecimiento del país. Lo cierto es que, a diferencia de los argumentos prevalecientes en los países industrializados, los procesos de reforma en América Latina y, sobre todo, las propuestas de privatización de las empresas públicas estuvieron fuertemente vinculados a los desequilibrios macroeconómicos y, especialmente, a las crisis de endeudamiento externo. 3. El Contexto Legal-Institucional En Uruguay, en setiembre de 1991 se aprobó la “Ley de Servicios Públicos Nacionales” (Nº 16.291). En su primer artículo (servicios públicos) se enunciaba el principal cometido de dicha ley: otorgar al Poder Ejecutivo la potestad de conceder u otorgar permisos para la ejecución de los servicios públicos a su cargo. Esta ley contenía además varios capítulos que abarcaban diferentes actividades: transporte aéreo estatal, energía eléctrica y régimen de telecomunicaciones. Se iniciaba así el impulso reformador del Estado, particularmente en lo referido a las privatizaciones de las empresas públicas. Pero en el año 1992 una parte importante de la sociedad uruguaya comenzó a organizarse en torno a la llamada “Comisión de Defensa del Patrimonio Nacional”, la que se fijó el objetivo de convocar a referéndum para derogar parcialmente la Ley Nº 16.291. La convocatoria resulta 3 exitosa y en diciembre de 1992 se realiza un plebiscito en el que triunfa con el 72,5% de los 4 votos, la opción que impulsaba la derogación de los artículos más contestados de dicha la Ley . El resultado de este referéndum tendrá una influencia determinante en la implementación de las “reformas estructurales” mencionadas anteriormente, ya que al impedir (al menos en el corto y mediano plazo) una eventual venta a privados de los activos de las empresas públicas o la concesión a privados de los servicios asignados éstas, deja a sus impulsores sin uno de sus principales objetivos manifiestos. No obstante esto, se lograron llevar a cabo una serie de reformas. En 1990 se privatizó parcialmente la línea aérea de bandera nacional (Varig Brasil compró el 51% de las acciones), en 1994 se vendió al grupo Gaz de France la Compañía del Gas, en el 2000 se privatizó la Terminal de Contenedores del Puerto de Montevideo (48% de las acciones pasó a manos de capitales belgas) y se permitió el arrendamiento de vías férreas a empresas privadas para operar en el sector de cargas. Paralelamente se intensificó el uso del régimen de “concesión al sector privado de obras y servicios públicos”, para carreteras, aeropuertos, agua y saneamientos. (3) (4) El recurso de referéndum contra las leyes esta instituido en el inciso segundo del artículo 79 de la Constitución de la República. Para interponer dicho recurso se deberá contar con un número no inferior al 25% del total de inscriptos habilitados para votar. Podrá someterse a referéndum la totalidad de la ley o, parcialmente, uno o más de sus artículos, precisamente individualizados, dentro del año de su promulgación. Se derogaron un total de 6 artículos, entre los que se contaban el artículo que otorgaba al Poder Ejecutivo facultades para concesionar servicios públicos nacionales, y el que autorizaba al mismo a contratar con terceros la prestación de los servicios de telecomunicaciones, urbanas, rurales y de larga distancia, nacionales e internacionales, así como la asociación con capitales privados de la empresa estatal de telefonía (ANTEL). 3 Las reformas llevadas a cabo, debieron enfrentar una dura oposición por parte de los sindicatos (agrupados en torno a una única e influyente central obrera), partidos de centro izquierda (que en las pasadas elecciones representaron más del 40% de electorado) y sectores minoritarios de los partidos Blanco y Colorado. Como consecuencia de esto, en varios casos, las iniciativas presentadas por el gobierno debieron ser sustancialmente modificadas y moderados sus objetivos, en pos de alcanzar las mayorías parlamentarias necesarias. Aún así, muchas de estas leyes debieron afrontar convocatorias de recurso a referéndum, lo que ya de por sí las dejaba en suspenso por un año. En todo este período el mecanismo del referéndum se activó en varias instancias, con suertes muy dispares. Como resultado de una correlación de fuerzas que no estaba nítidamente volcada a su favor, el modelo de reforma del Estado impulsado desde el gobierno debió morigerar sus contenidos iniciales (particularmente en lo atañe a las privatizaciones) y moderar sus impulsos en cuanto a la celeridad de su implantación. El resultado del plebiscito del 92’ se erigió en el factor determinante para esto fuera así, ya que uno de los pilares fundamentales sobre el que se asentaba el nuevo modelo era el referido a la privatización de las empresas públicas y la consecuente renuncia del Estado al ejercicio del rol empresarial. Esto es esencialmente lo que marca la singularidad del camino seguido por el Uruguay en relación a la casi totalidad del resto de los países de la región. El proceso desarrollado en Argentina, fue más lineal, acelerado y expeditivo. El fuerte deterioro de fines de la década del ochenta y una elaborada publicidad, basada en operadores políticos y formadores de opinión de amplia llegada a la población, generó un contexto de casi total aprobación a las reformas que se propusieron. La ausencia de un mecanismo de referéndum como en el caso de Uruguay, deja la duda si una consulta popular masiva hubiera puesto algún límite a las ideas de la reforma en Argentina. Sin embargo, el fuerte descontento con la performance de los ochenta, la salida anticipada del Gobierno Radical y el contexto internacional favorable para las ideas de reforma, permite afirmar que, quizás, un mecanismo de tales características no hubiera influido en gran medida sobre las reformas implementadas. 4. El papel de la banca multilateral de desarrollo Un párrafo aparte merece el papel de la banca multilateral de desarrollo. Durante las décadas del 70’y 80’, el Banco Mundial (BM) había otorgado préstamos para el desarrollo de empresas públicas de servicios integradas. A principios de los 90’, la institución re-evaluó el desempeño de los sectores eléctricos en manos del Estado y comenzó a promover la introducción de la competencia y abrir el sector a los inversores privados para incrementar su eficiencia, cubrir costos operativos y atraer las inversiones necesarias para financiar la expansión de la capacidad de generación (Banco Mundial y OLADE, 1991). Este pensamiento quedó cristalizado en numerosas publicaciones del Banco y de autores que 5 analizaron su política . El Cuadro 1 presenta algunas de las expresiones vertidas en un documento que sirvió de base para la discusión de la reforma. CUADRO 1. DOCUMENTO TÉCNICO DEL BANCO MUNDIAL Y OLADE “Las mejoras de la eficiencia, la transformación de las empresas estatales de servicios públicos en sociedades comerciales, el establecimiento de autoridades reguladoras independientes y la transferencia total o parcial de las actividades de construcción, operación y mantenimiento al sector privado representaría para el Estado una menor presión sobre los recursos fiscales y lo relevaría de la microadministración de las empresas de servicios eléctricos"..."su propósito es que las empresas de servicios públicos cubran sus costos de explotación y el servicio de su deuda y que, sobre todo, contribuyan razonablemente a sus necesidades de expansión”. (5) De Oliveira, A. - "Electricity system reform: World Bank approach and Latin American reality", 1997. Adicionalmente numerosos documentos del Banco hacen referencia a esta política cristalizada en documentos de política del Banco, por ejemplo "la función del Banco Mundial en el Sector de la Electricidad" - 1993 o "Argentina: from insolvency to growth" - 1993. 4 Los retos de América Latina son iguales a los del resto de los países en desarrollo: • Necesidad de reformas para lograr un marco jurídico e institucional que garantice la estabilidad, al mismo tiempo que brinde suficiente flexibilidad para adaptarse a las condiciones cambiantes. • Introducción de las fuerzas del mercado donde sea posible, en un sector que hasta hace poco se consideraba un monopolio natural. • Movilización de recursos especialmente del sector privado. • Protección de la población y el medio ambiente afectados por los proyectos de energía eléctrica. ... Dado el entorno cambiante de hoy día, el modelo tradicional del sector eléctrico no siempre ofrece incentivos adecuados para reducir consistentemente los costos de producción y funcionar eficiente y confiablemente". Fuente: Banco Mundial y OLADE, 1991, “La evolución, situación y perspectivas del sector eléctrico en los países de América Latina y el Caribe, Volumen II, Descripción de sectores energéticos individuales”, Departamento Técnico para América Latina y el Caribe, Programa de Estudios Regionales, Informe Nº 7 de agosto. Además de actuar como instrumentos del nuevo orden internacional, la banca multilateral, tuvo activa participación en la formulación e implementación de las reformas. Tanto en Argentina como en Uruguay, el BM y el BID financiaron múltiples estudios técnicos y la propia implementación de las reformas. En Argentina el BM proveyó fondos para el financiamiento de los programas de retiro voluntario del sector y las empresas públicas y los procesos de ajuste, racionalización y saneamiento de las mismas en las etapas previas a su privatización. Considerando que la política crediticia del BM implicaba un otorgamiento condicionado a acciones de política, es evidente que solo se podía acceder al financiamiento si se seguían los 6 lineamientos de política fijados por el Banco . A modo de ejemplo, se cita el siguiente párrafo: "El avance explícito del país hacia el establecimiento de un marco legal y procesos regulatorios que el Banco considere satisfactorios, será un requisito que se exigirá en todos los prestamos 7 para energía eléctrica" . 8 En cuanto a las recomendaciones de un documento específico del Banco para Argentina , basado en una misión que visitó el país entre noviembre 1991 y octubre 1992, incluyen aspectos tales como: "Para hacer más atractiva la venta de empresas públicas, la reestructuración del programa gubernamental debe incluir: a) La absorción de la mano de obra excedente. b) La absorción de la totalidad de la deuda de las empresas y cualquier otro compromiso. c) La reducción de mano de obra se estima en 95.200 personas, representando una reducción de alrededor del 37% de los niveles de empleados a junio 1991. d) Las privatizaciones deben usarse para pagar la deuda pública. e) Los precios y tarifas deben ser a precios internacionales, costos marginales, la indexación debe ajustarse con el índice de precios de USA". El personal del BID se mostró un poco más crítico de las reformas del sector energético argentino que sus pares del Banco Mundial. Si bien el BID proveyó un préstamo de sector de rápido desembolso por 300 millones para asistir a la Secretaría de Energía, tal préstamo fue (6) (7) (8) "Los préstamos del Banco para el sector de la energía eléctrica se concentrarán en los países que estén claramente empeñados en mejorar el funcionamiento del sector de acuerdo con los principios antes indicados". La función del Banco Mundial en el Sector Electricidad - Documento de Política del Banco Mundial - 1993. Cabe aclarar que los principios se refieren a: eficiencia, tarifas ajustadas a costos, privatización, regulación independiente, no interferencia gubernamental, importación, etc. “La Función del Banco Mundial en el Sector Electricidad", op. Cit. 1993. Es evidente que este documento cristaliza una política que el Banco ya estaba implementando. World Bank: "Argentina, From Insolvency to Growth" - 1993. 5 dirigido hacia los esfuerzos por la reforma en lugar de apuntar hacia las privatizaciones. Las limitaciones impuestas a dicho préstamo incluían condiciones sobre el progreso demostrado en la definición del papel de diseñador de políticas de la Secretaría de Energía luego de las privatizaciones, la operación del ENRE y el desarrollo de la unidad de evaluación ambiental y social de la Secretaría de Energía. En el caso de Uruguay, en 1995 el BM le concedió a UTE un préstamo por 125 millones de U$S (Power Transmisión and Distribution Project UY-PA-8177), para renovación y expansión de líneas de transmisión y distribución. Una parte pequeña de dicho préstamo está destinada la reducción de pérdidas, DSM, entrenamiento para el personal en la nueva estructura del sector y fortalecimiento de la unidad ambiental de UTE. El BID por su parte otorgó en 1995 un préstamo por 54 millones de U$S para proyectos de transmisión y distribución eléctrica (903/OC-UR) y otro de 630 mil U$S para estudios e implementación de la reforma del sector energético (con énfasis en la creación de condiciones favorables para la inversión privada en el sector) (ATN/MT 5276-UR). Uruguay no escapa a las condicionantes generales a las que están sujetos dichos préstamos, con particular énfasis en el cumplimiento de los requisitos de “apertura del sector a las fuerzas del mercado donde sea posible y participación de privados en 9 la generación y distribución” . 5. ARGENTINA 5.1 Antecedentes Hasta el momento de su transformación, la actividad del sector eléctrico, se concentraba principalmente en tres empresas públicas de propiedad estatal, ellas eran: Segba (integrada), Agua y Energía Eléctrica (integrada), e Hidronor (generadora), dos empresas binacionales (Salto Grande y Yacyretá), y una de generación nucleoeléctrica con dos centrales: Atucha y Embalse. Estas tres últimas sólo generadoras. También había algunas empresas provinciales integradas. La capacidad instalada en el sector ascendía a los 15.300 MW (42% hidráulico) en el año 1990, existiendo una capacidad de reserva del orden del 45 % para responder a las necesidades del sistema (aproximadamente 8000MW). La energía generada ascendía a 47000 GWh (38% hidráulica). El factor de utilización total del parque de generación ascendía aproximadamente al 39 % de las horas del año (1989). Los consumos específicos del sistema expresados kcal/kwh ascendían para las centrales térmicas convencionales a 2700 y para el sistema en su conjunto 1642 kcal/kwh generado (incluyendo la generación hidráulica) A pesar que la situación de reserva era aparentemente satisfactoria en términos generales, la disponibilidad del parque instalado de generación era baja en especial debido a las dificultades de mantenimiento de las unidades. En efecto, el índice de indisponibilidad térmica (como medida de eficiencia del parque térmico generador) alcanzó su valor máximo de 52% el año 1992, lo que llevó a cortes rotativos diarios de la demanda en la Capital. El sistema interconectado nacional ya representaba en 1990 el 94% de la potencia total 10 instalada. Las líneas de transmisión ascendían aproximadamente a 35 000km , con un índice 2 de 12 km de LAT/1000km de superficie territorial. En cuanto a la energía facturada del total del país, siguió su tendencia creciente alcanzando los 36500 GWh en 1990 (30 % residencial), pero con la presencia de niveles de pérdida de energía del 22 % en promedio para el mismo año), explicados tanto por las derivadas de las 11 características propias de la transmisión y distribución de energía, o perdidas técnicas, como por el crecimiento de las “pérdidas no técnicas” vinculadas al hurto de energía generado tanto (9) The World Bank. Staff Appraisal Report. Uruguay. Power Transmission and Distribution Project. 1995. (10) El 20% de 500kV y 80% en 330 y 220 kV. (11) Incluyendo el consumo propio de las centrales. Fuente: Fundación Bariloche. “Strategies of rational Use of Energy in Developing Countries: Evaluation and Prospects. Argentine Report”. 1993. 6 realizado por una buena parte de la población carenciada como por grandes consumidores (industriales y residenciales) El porcentaje de electrificación ascendía aproximadamente al 90.5% de la población, con un número de usuarios total de 9.3 millones, 8 de los cuales correspondía al sector residencial. El nivel de inversiones anual en la década de los 80’ ascendió a U$S 1200 millones de 1989. Estos montos se orientaron fundamentalmente a la construcción de las centrales nucleares Embalse y Atucha II (aún hoy en construcción), y al desarrollo de los aprovechamientos del Limay, algunos de ellos con entrada en la década de los 90´, como Piedra del Aguila y Pichi Picún Leufú. El financiamiento de Yacyretá, también se inicia en esa década. Otra parte de esa inversión se destinó a la construcción de la central TV Piedra Buena. En cambio las inversiones en distribución y en el mantenimiento del parque térmico existente se ven postergadas, generando esto fuertes inconvenientes en la calidad del abastecimiento. Para afrontar esas inversiones se debió recurrir al endeudamiento, ya que la tasa de autofinanciamiento alcanzó al –67% (1989), las rentabilidades descendieron al –5.1% en 1989 y la tasa de endeudamiento al 12 30% . Esto se debió en especial al congelamiento tarifario al que se vieron obligadas a aplicar 13 las empresas y al sostenido incremento de los costos de explotación y financieros . En consecuencia, el desempeño económico y financiero de las empresas eléctricas nacionales más importantes se había deteriorado sensiblemente durante la década del 80’ debido al 14 incremento de costos no compensado por aumentos tarifarios . A fines de los 80’, el abastecimiento de electricidad sufrió numerosos cortes, niveles de tensión fluctuantes y limitación en el acceso. Tales problemas se vieron agravados por una sequía que restringió la generación de hidroelectricidad, y la salida de servicio debido a un accidente en una de las plantas nucleares. Adicionalmente, las empresas públicas representaron una importante fuga en el presupuesto nacional como consecuencia de que sus costos operativos y deudas excedían en gran medida los ingresos que generaban, debido al congelamiento de sus tarifas frente a una situación hiperinflacionaria. Intereses creados, –incluyendo parte del propio staff técnico y funcionarios de dichas empresas, los gremios, políticos nacionales y provinciales y proveedores privados y contratistas– obstaculizaron los esfuerzos por mejorar la situación y eficiencia de dichas 15 empresas. CUADRO 1. PERFIL DEL SECTOR ELÉCTRICO EN ARGENTINA (1) Población País (2001) 36.223 millones de habitantes Población con acceso a la electricidad (2000) (2): Total: 95% Rural: 70% Urbana: 98% Capacidad instalada de generación de electricidad (2001) (3) Potencia Instalada Total: 25,3 GW (0.72% del total de la capacidad mundial) Térmica: 58% Hidroeléctrica: 38% Nuclear: 4% Geotérmica y Otras: 0,1% Energía Total Generada (incluyendo exportación): 82.300 Gwh (4) Emisión de CO2 proveniente del sector eléctrico (1994) :16% (12) En gran parte cubiertos por préstamos locales del Tesoro, debido entre otras causas, a la crisis de la deuda que afectó la primera parte de la década. (13) Fundación Bariloche. “El desempeño del Sistema Eléctrico Argentino”, 1991. En la interpretación de estos indicadores de la gestión económica-financiera del sector debe tenerse presente el contexto de alta inflación. (14) Kozulj, R.; Hasson, A.; Suárez, C.E.; Pistonesi, H. y Hasson G. “Política de Precios de la Energía en Argentina 1970-1990, Precios y Tarifas del Sector Eléctrico”, IDEE- 380 – Julio 1991. (15) Entrevista con personal del BID, 10 de agosto de 2000. 7 Notas: (1) Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INDEC). (2) Secretaría de Energía de la República Argentina (3) Secretaría de Energía de la República Argentina (4) “Inventario de gases de Efecto Invernadero”, Proyecto ARG/95/G/31-PNUD-SECYT. Buenos Aires, Diciembre1997. En tal contexto, la Administración Menem –profundamente convencida de las bondades del mercado- estimaron que la solución a los problemas del sector eléctrico radicaba en la introducción de la competencia, lo que se lograría a través de la desintegración vertical y horizontal (en ciertos segmentos), de la cadena energética (generación, transmisión y distribución), y su posterior privatización. Había una absoluta confianza en que tales cambios generarían disciplina de mercado dentro del sector y eliminarían la presión sobre los recursos del presupuesto nacional, permitiendo que el Estado se “concentrara en sus funciones específicas” (regulatorias y de apoyo al mercado) (Bastos y Abdala, 1996). El argumento más frecuentemente esgrimido por las Autoridades Nacionales y los propulsores de la reforma era que las mismas incrementarían enormemente la eficiencia económica, generando, además, derrames positivos en lo social y ambiental. La provisión de electricidad por parte de empresas privadas incrementaría la competencia y la eficiencia y elevaría la calidad del servicio eléctrico a la vez que reduciría su precio. El mecanismo de mercado lograría la más eficiente asignación de los recursos, incluidos los ambientales, y sería la mejor forma de promover la eficiencia energética. En un período de dos años (1990-1991), un equipo de consultores y funcionarios de la Secretaría de Energía llevó a cabo estudios técnicos y desarrolló las reglas y lineamientos operativos que crearon la base para la reestructuración del sector eléctrico. En 1992-93, el proceso de reforma se aceleró con la aprobación de la Ley de Regulación Eléctrica, la privatización de las empresas de servicios públicos y la creación de un nuevo ente regulador del sector conocido como Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). La velocidad de la reforma fue tal que los segmentos de generación y distribución se privatizaron antes de que el ENRE iniciara su actividad (Abdala, 2001). A modo de síntesis de tal desarrollo, en el Cuadro 2 se destacan los principales hitos de la historia reciente del sector. CUADRO 2. CRONOLOGÍA DE LA REFORMA DEL SECTOR ELÉCTRICO EN ARGENTINA 1988-89 Crisis en el suministro eléctrico. 1989 La Ley de Reforma Administrativa 23696 fija la base para la privatización de todas las compañías en manos del Estado. 1991 El Banco Mundial otorga al gobierno de Argentina un préstamo de 300 millones para dar asistencia a las reformas del sector público y la privatización de las empresas estatales en las áreas de telecomunicaciones, ferrocarriles y combustibles fósiles. El préstamo incluye fondos para apoyar las privatizaciones en otros sectores. 1991 Se dicta el decreto 634 sobre la reconversión del sector eléctrico, que establece un mercado mayorista, define a los consumidores finales y desglosa la cadena de funciones de generación, transmisión y distribución. 1992 La ley 24065 - Ley de Regulación Eléctrica - entra en vigencia y asigna responsabilidades normativas a la Secretaría de Energía. Tales responsabilidades incluyen la autoridad ambiental, la aplicación de los manuales de administración ambiental y el establecimiento de límites para las plantas de generación térmica. 1992 La resolución 61 - Organización del Sistema Eléctrico - define a los actores privados y los procedimientos para el funcionamiento del mercado de electricidad. 1992 Se crea el Ente Nacional de Regulación Eléctrica (ENRE). Se asigna la regulación ambiental a entes de seguridad privados para que apliquen reglamentaciones específicas y las multas correspondientes (artículos 77 y 78). 1992-93 Se privatizan las centrales y empresas distribuidoras en manos del Estado. Las concesiones de distribución eliminan los subsidios. 1993-97 Se otorgan concesiones a las empresas para la construcción de plantas hidroeléctricas y la expansión del sistema de transmisión. 8 1993-02 14 de 24 provincias privatizan sus empresas de distribución, en línea con la reforma a nivel nacional. 1994 La resolución 159/94 emitida por la Secretaría de Energía establece el régimen para grandes consumidores (entre 100 KW y 2 MW), por el cual se les permite adquirir electricidad directamente de los generadores. 1999 Un gran apagón en el área de concesión de distribución de EDESUR afecta a más de 500.000 consumidores en Capital Federal, en algunos casos durante más de 10 días. 2000 Se establecen conexiones de transmisión con Brasil y se logran acuerdos que permiten la exportación de 1.000 megavatios. 2000 El gobierno de De la Rúa asume y en primer lugar respalda el papel de la Nación en la expansión del sistema de transmisión eléctrica propuesta por el secretario de Energía Mac Karthy durante el último gobierno de Menem. 2001 El ministro de Economía Cavallo toma las riendas de la economía argentina y rescinde la orden de establecer el papel del Estado en la financiación de la expansión del sistema de transmisión. 2002 En el marco de la devaluación se suspenden las revisiones tarifarias de las distribuidoras eléctricas de Capital y GBA. 2002 Sanción de la Ley 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario. Se autoriza al Poder Ejecutivo nacional a renegociar los contratos de servicios públicos 2002/03 Sucesivos Decretos del Poder Ejecutivo elevan las tarifas de servicio público eléctrico y de gas. Fallos judiciales a favor de la acción interpuesta por instituciones defensoras de los derechos de los usuarios, en contra de los aumentos decretados oportunamente. Como consecuencia de ello, se suspenden los aumentos decretados. 5.2 La reforma del sector eléctrico La nueva regulación se nutrió del análisis de otras experiencias internacionales, como la reforma del sector energético en el Reino Unido (desglose vertical y horizontal del sector) y en Chile (mercado mayorista de acceso abierto, fijación del precio de costo marginal de la electricidad mayorista y desregulación de los grandes consumidores de electricidad) (BesantJones, 1996). Argentina introdujo innovaciones propias, tales como limitar la concentración de la propiedad, tanto en lo referente a la integración vertical como horizontal de la cadena, y la introducción de un regulador específico para el sector (Estache y Rodríguez-Pardina, 1999). En la nueva estructura, el gobierno mantiene el diseño y la implementación de políticas y participación en la coordinación del mercado mayorista de electricidad y el despacho centralizado. Dicho mercado es administrado por una corporación independiente sin fines de lucro, CAMMESA, de propiedad conjunta del gobierno nacional (representado por la Secretaría de Energía), generadores de energía, transportistas, distribuidores y grandes usuarios. El mandato del sector regulador -ENRE- incluye la fijación de normas de seguridad y operación, de tarifas de transmisión y distribución, aplicación y control de normas ambientales, la aplicación de normas y leyes para con las empresas distribuidoras y transmisoras, la resolución de disputas en el sector y la conducción de audiencias públicas sobre las reformas regulatorias y ante situaciones de conflicto. Un papel importante es el control de la calidad del servicio, sin embargo la ausencia de una acción preventiva, resta eficacia a esta función. Cinco miembros dirigen el ENRE, cada uno seleccionado a través de un proceso de nombramientos con base en antecedentes curriculares, en el que no deja de sentirse la presión de los actores más relevantes del mercado, y por lo cual ha habido cuestionamientos a ciertas designaciones. Las reformas permitieron el ingreso de actores privados a todos los segmentos de la cadena. En el caso particular de la transmisión, el gobierno nacional subastó las concesiones de transmisión para las líneas de 500 kV existentes, con la fijación de un tope al precio que los concesionarios pueden capturar a partir de cargos a los generadores que vendan electricidad en el mercado mayorista (Estache y Rodríguez-Pardina, 1999). Este cargo incluye los costos de operación y mantenimiento de las redes pero no incluye los costos de expansión de las mismas. Es decir que, las nuevas transmisiones, se financiarían de 9 diferente modo. En tales casos, el ENRE aprueba un contrato de construcción, operación y mantenimiento (COM) que permite que los costos se recuperen a través de cargos a los beneficiarios. Alternativamente, existe la posibilidad de efectuar un contrato entre un generador y los consumidores que usarán la capacidad de transmisión agregada. Bajo la primera opción, los beneficiarios se definen como la red de usuarios ubicados en un nodo donde los flujos eléctricos se verán modificados como resultado del nuevo proyecto. En caso que los beneficiarios que representen al menos 30% del conjunto estén en contra del cargo de transmisión propuesto, el proyecto propuesto no podría llevarse a cabo y quedaría sujeto a nuevas negociaciones coordinadas por el ENRE. (Abdala y Chambouleyron, 1999). En la Figura 1, un esquema ilustra sobre los actores relevantes del sector eléctrico, y las principales interrelaciones entre ellos FIGURA 1. EL SECTOR ELÉCTRICO ARGENTINO LUEGO DE LA REFORMA Jurisdicción Nacional Jurisdicción Provincial Secretaría de Energía Formula Políticas Fija Reglas Autoriza a Nuevos Miembros Ministerio de Energía Política Local Fija Impuestos Locales Otorga concesiones distribu. Regulator provincial Distribuidores locales Regulator nacional Calidad de servicio Precios minoristas Solución de conflictos Calidad de servicio Precios minoristas Mercado Eléctrico Mayorista CAMMESA Despacho de carga Autoridad técnica Administra Mercado Generadores Autoproductores Cogeneradores Distribuidores nacionales Distribuidores provinciales Grandes consumidores Contractos > 30 KW Transmisores Locales Internacionales Fuente: Héctor Pistonesi. Op.cit, julio de 2000 El sistema de distribución del sector eléctrico nacional (ex SEGBA que, en realidad sólo abarcaba el área de Buenos Aires y Gran Buenos Aires) se dividió en tres empresas: 2 en Buenos Aires y 1 en La Plata, cuyos servicios fueron concesionados por 99 años con intervalos de 5 años, salvo el primer período de 10, para la revisión de los topes de precios y la opción para los concesionarios de abandonar la concesión y permitir un nuevo proceso licitatorio. Los contratos de concesión de distribución, incluyeron los requerimientos de un servicio universal 10 para todos los consumidores hogareños y pequeños pero también garantizaron el monopolio en el área de concesión. Luego de finalizadas las reformas y privatizaciones a nivel nacional, la Secretaría de Energía, liderada por Carlos Bastos buscó extender las reformas a las provincias. Bajo el sistema federal argentino, las autoridades provinciales retienen poderes regulatorios y de fijación de políticas y pueden definir la propiedad de los sistemas de generación, transmisión y distribución locales del modo que consideren apropiado. A partir de 1993-94, el gobierno nacional empleó el poder del Tesoro para influir sobre las decisiones provinciales. La transferencia de fondos nacionales -incluyendo la parte de las provincias del Fondo Eléctrico Nacional, los impuestos nacionales a los combustibles y las tarifas a usuario final- se condicionó a la conformidad de los gobiernos provinciales respecto de la estructura nacional de fijación de precios (Pistonesi, 2000a). Muchas provincias se mostraron renuentes a emular las reformas nacionales debido a que percibían sustanciales ingresos de las empresas públicas locales y, por otra parte, dichas empresas resultaban instrumentos convenientes para el desarrollo de políticas y, aún, de acciones prebendarias. Sólo aquellas provincias capaces de operar sus empresas de servicios públicos sin estas transferencias retuvieron su autonomía. En la actualidad, 14 de las 24 provincias han privatizado sus empresas de distribución. Pocas fuerzas políticas, sociales o económicas fueron capaces de desafiar las premisas o planes de la Administración Menem. El apoyo Parlamentario, a través de su propia bancada, alianzas estratégicas con partidos provinciales y nacionales de la oposición y hasta acciones ilegales, como el lograr quórum parlamentario con falsos diputados, facilitó la aprobación de los marcos legislativos necesarios para la reforma del sector energético. El poder legislativo no se opuso ni mostró capacidad de análisis para revisar de modo crítico las propuestas del Ejecutivo. Más aún, a través de la aprobación de la Ley de Reforma del Estado, el Congreso se limitó a proveer una guía general, en lugar de aportar decisiones independientes sobre el modo de privatizar o regular las industrias y servicios (Abdala, 2001). Sin embargo, no hubo completo acuerdo con el diagnóstico del gobierno nacional respecto de 16 los problemas del sector o las soluciones propuestas . Las comunidades académicas y de investigación, incluso organismos multilaterales- afirmaban que el sector había operado eficientemente en manos del Estado durante muchos años. Existían claras evidencias que el control estatal había brindado y brindaba autosuficiencia, generó la expansión y acceso a las fuentes modernas de energía, estableció un equilibrio adecuado entre las reservas y el consumo y garantizaba la futura provisión de energía eléctrica. La opinión de estos expertos era que los problemas del sector eran causados por eventos económicos y naturales externos -incluyendo los elevados niveles de deuda externa, la recesión económica, la hiperinflación y la sequía– que afectaban su rendimiento fiscal y técnico. Aparentemente, no eran ideas alternativas lo que faltaba, sino poder detrás de esas ideas. La urgencia de la crisis económica nacional y la naturaleza cerrada del proceso de reforma, no permitieron que tuviese lugar a un debate interno amplio sobre dicho proceso y no hubo lugar para que tales puntos de vista influyeran sobre las decisiones tomadas por el equipo de Bastos (Banco Mundial, 2000). En el marco de la sociedad civil, los gremios obreros nacionales mostraban una larga historia de activismo, defensa de los intereses de sus agremiados y considerable poder político. Sin embargo, si bien más de ciento veinte empresas estatales se privatizaron a principios de los 90’, con un claro efecto previsible sobre los asalariados, sólo algunos gremios se opusieron a la privatización. Las razones de este comportamiento pueden buscarse, de acuerdo a algunos investigadores, en el otorgamiento a los empleados de las empresas privatizadas, del 10% de las acciones de las nuevas firmas, lo que permitía que los grupos gremiales accedieran a parte de los beneficios del resultado del proceso (Margheritis, 1999). Algunos gremios, optaron por tener una activa participación empresarial en el negocio de la compra y operación de activos (Ferroviarios, Luz y Fuerza). Más importante aún, la mayoría de (16) Entrevista con ex miembros de la Secretaría de Energía y expertos académicos en el área energética, primavera del 2000. 11 los sindicatos estaban estrechamente relacionados con el Partido Justicialista, el partido político de Menem, al cual le debían obediencia política. Puede afirmarse entonces, que muchos gremios y los propios empleados de las empresas a privatizar, apoyaron las reformas para preservar su histórica alianza política y acceder a parte de los potenciales beneficios de la reforma. Las Autoridades sectoriales realizaron una activa promoción a la banca internacional e inversores privados de las bondades del modelo privatizador argentino, ofreciendo condiciones atractivas para los inversores de Estados Unidos y Europa. La preocupación principal del gobierno era demostrar el restablecimiento de la estabilidad macroeconómica, su compromiso con un enfoque basado en el mercado y el acceso a los mejores términos de financiamiento por parte de los mercados de capital (Bastos y Abdala, 1996). Conjuntamente con este esfuerzo de promoción, el Gobierno ofertó las empresas públicas bajo condiciones muy favorables a los inversores privados. No se fijó piso para el precio que 17 ofrecieran los licitantes por las empresas . Se aceptaron bonos de deuda externa por debajo de su valor de mercado como pago por acciones en las empresas recientemente privatizadas y se liberó a los compradores de la obligación de honrar deudas que las empresas habían adquirido antes de su privatización. 5.3 Evolución del sector eléctrico (1992-2002) Para determinar aquellas dimensiones que se consideran relevantes a los efectos de analizar el desempeño del sector eléctrico nos apoyaremos en el concepto de desarrollo sustentable, en el entendido de que se trata de un desarrollo humano que satisfaga las necesidades del presente sin comprometer la capacidad de las futuras generaciones para satisfacer las propias. Se reconocen como dimensiones relevantes del desarrollo sustentable la libertad política, el bienestar económico, la equidad social y un medio ambiente sano además de una cierta conservación de los recursos naturales.(OLADE-CEPAL, 1997) No es fácil definir cuales indicadores son los más adecuados para representar a las cuatro dimensiones nombradas anteriormente. Además varios indicadores sirven para caracterizar a más de una dimensión. Incorporaremos a nuestro análisis aquellos que consideramos más relevantes y de los que se pudo obtener suficiente información como para analizar su evolución. 5.3.1. Dimensión económica En la actualidad el MEM abastece el 93% de la demanda del sistema eléctrico argentino, mientras que el sistema Patagónico, no vinculado al primero, cubre el 6% de la demanda restante. El 1% de los requerimientos de energía restante es abastecido por pequeños sistemas aislados, alejados de los grandes centros de consumo. El sistema interconectado (sin considerar el sistema Patagónico), está compuesto por 9.670 Kms de líneas de 500 kV y 14.214 Kms de líneas de 132 y 220 kV, que cubren casi toda la 18 extensión del país . El sector generador privado realizó inversiones en la incorporación de generación térmica de gran eficiencia (1700 kcal/kWh), utilizando gas natural, por mas de 5000 MW (aprox 1850 millones de US$). Por su parte el Estado invirtió entre 1992-2000, más de 3200 millones de dólares, el 70% del total correspondió a la terminación de las unidades hidroeléctricas de Yacyretá, Piedra del Aguila, Pichi Picún Leufú, y las mejoras del parque existente, posibilitaron la recuperación del sector generador. La indisponibilidad térmica, descendió al 24% en el 2001. (17) El proceso de privatizaciones en la Argentina desde una perspectiva del balance de pagos. Ministerio de Economía, Secretaría de Programación Económica y Regional, Subsecretaría de Programación macroeconómica, Dirección Nacional de Cuentas Internacionales. Buenos Aires, Octubre de 2000. (18) Juan Antonio Legisa “Los Problemas de Segunda Generación en la Regulación del Sector Eléctrico en Argentina”. 2001 12 En el gráfico siguiente se observa la evolución de la potencia instalada en el MEM. Fuente: Cammesa. Anuario 2002 Todos estos factores, permitieron enfrentar los requerimientos de la creciente demanda, con el consecuente impacto en los precios del mercado mayorista. El precio monómico (energía más potencia) disminuyó en términos reales entre los años 1992 con 48.8$/Mwh a 28.6 en el 2002. Fuente: Cammesa Anuario 2002 La demanda registró un importante crecimiento del 5,9% a.a. durante el período 1991/2000, alcanzando ese último año casi 72.000 GWh (generación bruta total 81000 GWh). En los últimos dos años se ha observado, asociada fundamentalmente al profundo proceso de recesión económica una fuerte caída de la demanda energética. En el gráfico siguiente se observa la caída de la tasa de crecimiento de la demanda eléctrica iniciada a fines de los 98´. En el 2002, el cubrimiento de la demanda a través de contratos, apenas representó, durante este año, cerca del 25 %. 13 Evolución de la demanda eléctrica de energía y potencia del MEM Fuente: Informe anual de Cammesa 2002 La recuperación económica del primer semestre de 2003, está revirtiendo esta última tendencia. Con la devaluación se produjo un aumento relativo de los costos de combustibles (en particular los líquidos), y de operación y mantenimiento. Con el objeto de intentar asegurar el cubrimiento de los costos variables operativos de la generación y de acotar el costo del Mercado, la Secretaría de Energía realizó algunas modificaciones regulatorias, entre las que merecen 19 especial mención : • • • • Limitación del precio spot determinado marginalmente al valor tope de 120 $/MWh, Pago de la potencia disponible a generadores en forma independiente a su generación Asignación de reservas de corto plazo por licitación Creación de un Mercado Spot Anticipado para los meses de invierno a los efectos de prever y atenuar la demanda a precio spot que debían enfrentar los distribuidores. (19) Cammesa. “Anuario 2002” 14 El costo de la energía abastecida es el resultante del mercado spot horario, el mercado spot anticipado y el mercado a término (local y de exportación). Nótese en el gráfico Evolución del Precio Monómico, que el precio medio monómico del año 2002 fue superior al del año 2001 en el orden de 5.2 $/MWh. Este aumento (no justificado por la demanda) fue originado en parte por el valor de la potencia más servicios y reservas, de la energía por el aumento en los meses de junio y julio, debido al combustible líquido, y finalmente por la incorporación de los costos de operación y mantenimiento dentro del costo variable de producción. En cuanto a la evolución de la distribución, avanzó con el proceso iniciado en 1992 con la privatización de Segba SA (Edenor SA, Edesur SA, y Edelap SA) realizando a partir de 1993 un traspaso paulatino a manos privadas de las empresas distribuidoras provinciales provenientes de Agua y Energía Eléctrica (salvo 10 provincias). Se redujeron las “pérdidas no técnicas” de energía (hurtos) a través de campañas de normalización y recategorización de los usuarios ubicados dentro de las respectivas áreas de concesión mediante el Convenio Marco establecido entre la SEE, el ENRE, las empresas y los municipios. Los valores de pérdidas totales ascienden casi a un 11%. Las inversiones privadas en distribución ascendieron aproximadamente a 2750 millones de US$. El estado por su parte aportó mas de 900 US$ de fondos específicos para la expansión de la distribución y la regularización de usuarios carenciados. A título de ejemplo los Gráficos siguientes indican la evolución de las inversiones declarada por Edenor y Edelap . INVERSIONES TOTALES - EN MILLONES DE $- EDENOR 1165 1200 1027 884 1000 Millones de $ 763 800 628 481 600 355 400 219 200 6 85 0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Fuente: Resumen ejecutivo de la información presentada por EDENOR S.A. a la Comisión de Renegociación de Contratos de Obras y Servicios Públicos 15 INVERSIÓN ACUMULADA MILLONES DE U$S EDELAP Las inversiones en transmisión no han logrado cubrir los déficits en cuanto al aumento de km (salvo la 4ta Línea Piedra del Águila – Abasto), en cambio sí se han instalado sistemas de aumento de la capacidad de transporte. Las inversiones efectuadas por las Transportistas, están orientadas a la renovación y reemplazo de sus activos, tales como la implementación de mejoras o renovaciones tecnológicas en el equipamiento electromecánico, infraestructura de las EETT, líneas, etc., a fin de garantizar la operatividad del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y brindar el servicio con la calidad y eficiencia requerida. El Gráfico siguiente ilustra sobre la evolución de inversiones declarada por Transener. INVERSIÓN MILLONES DE U$S TRANSENER 22,57 $25 20,65 20,45 [MMu$s] $20 13,98 $15 15,31 10,71 8,36 $10 12,64 $5 $0 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Año Fuente:Proceso de renegociacion contractual. Articulos 8° y 9° de la ley n° 25.561 presentado a Comisión de Renegociación de Contratos de Obras y Servicios Públicos Los montos invertidos por los Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista, en instalaciones del Sistema de Transporte en Alta Tensión, durante el Período 1993-2001 son: EE.TT. 103,120,000 (15%) Salidas de Líneas 46,231,313 (6.7%) Transformado Capacitores res 35,733,240 27,605,000 (5.2%) (4%) Líneas 475,961,647 (69.1%) Total U$S 688.651.200 16 Fuente:Proceso de renegociacion contractual. Articulos 8° y 9° de la ley n° 25.561 presentado a Comisión de Renegociación de Contratos de Obras y Servicios Públicos Si se analiza el proceso privatizador cada segmento desde el punto de vista de la rentabilidad (Legisa 2001), se observa, por ejemplo que las ganancias de las tres principales distribuidoras de la zona de concesión nacional (un 43% del mercado), luego de los primeros años con pérdidas (previstas), se han estabilizado en el orden del diez por ciento (previo a la devaluación). A título de ejemplo el Gráfico siguiente indica la evolución de la rentabilidad declarada por Edenor. Rentabilidad patrimonio neto - ROE- con efecto devaluación20 10 0,2% 5,6% 7,9% 11,2% 9,3% 9,8% 10,2% 1% 0 -10 -6,8% -20 -9,4% -30 -40 -50 -48,4% -60 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Fuente: Resumen ejecutivo de la información presentada por EDENOR S.A. a la Comisión de Renegociación de Contratos de Obras y Servicios Públicos En cuanto a las empresas de transporte, la rentabilidad sobre ventas oscila mayoritariamente entre un doce y veinte por ciento. En tanto que los generadores que poseían contratos previos a las privatizaciones (8 años, 40 mills de u$S/kwh) registraron hasta la finalización de los mismos una rentabilidad de casi un 20 por ciento; otros trabajaron a pérdida o con rentabilidad del orden de un dígito. Estos indicadores empresarios se modificaron a partir de la devaluación operada a principios del 2002 y de la aplicación de la Ley de emergencia económica Nº 25561. 5.3.2. Dimensión social Electrificación rural Un tema social que emergió del proceso de reforma fue la dificultad de expandir o mantener el acceso básico a la electricidad de las poblaciones rurales más aisladas. A nivel nacional, el acceso a la electrificación alcanzaba antes de la reforma al 91% y llegó al 95% hacia el año 2001. Sin embargo, tal mejora en cuanto al acceso fue en gran medida debido a la normalización de conexiones previamente clandestinas en áreas urbanas y suburbanas en lugar de la expansión de los servicios eléctricos hacia zonas rurales. La mayoría de los pobladores que permanecen sin conectar se ubican en zonas alejadas de las líneas de subtransmisión y distribución, se trata de viviendas totalmente aisladas o pequeños caseríos donde resulta costoso expandir las redes de transmisión o distribución y representan, aproximadamente, el 30% del total de la población rural (Secretaría de Energía y Minería, 2001b). Las compañías distribuidoras privadas consideran poco atractiva la conexión de estas poblaciones. El esquema regulatorio argentino, basado en el principio de “Price Cap”, se orienta a que los distribuidores maximicen su rentabilidad a través de una mejora en la eficiencia productiva, es decir, reduciendo el costo medio del kwh. No es de sorprender entonces que los distribuidores hayan enfocado sus inversiones o mejoras en las redes de 17 Acum. distribución en zonas urbanas y suburbanas densamente pobladas. En dichas zonas, los aumentos per cápita en la demanda y la mayor densidad impactan favorablemente sobre el costo promedio del suministro eléctrico y, por ende, permiten mejorar la rentabilidad. En 1995, la Secretaría de Energía respondió al problema de las zonas rurales sub-abastecidas anunciando un programa quinquenal conocido como Provisión de Alimentación Eléctrica para Zonas Rurales Aisladas (PAEPRA). El programa fue diseñado con el fin de establecer contratos de concesión para la distribución de energía a poblaciones aisladas (Secretaría de Energía, 1999c). Sin embargo, hacia 1999, el programa PAEPRA (en parte debido la renuencia de los gobiernos provinciales a subsidiar a los concesionarios y la falta de interés por parte de potenciales inversores) no había alcanzado a cubrir sus objetivos a pesar de la financiación complementaria del Fondo para el Medio Ambiente Mundial (FMAM) y del Banco Mundial para introducir un componente de energía renovable conocido como Programa de Energías Renovables para Mercados Eléctricos Rurales (PERMER). Una importante lección aprendida es que los esfuerzos para proveer servicios eléctricos a zonas rurales requieren de esquemas más complejos de subsidios y de aspectos institucionales y regulatorios, que no se resuelven con una leve modificación de los modelos que operan en áreas urbanas y suburbanas del sistema centralizado. Conexión de hogares urbanos de bajos recursos Inicialmente, en zonas urbanas, la privatización del servicio de distribución afectó a los consumidores de bajos recursos. Los “colgados”, concentrados en los barrios de emergencia urbanos fueron inicialmente desconectados del servicio por las compañías distribuidoras. Una parte significativa de las pérdidas de distribución estaban asociadas a las “pérdidas no técnicas”, no sólo responsabilidad de los usuarios residenciales de bajo nivel de ingreso, sino también a grandes consumidores (industrias, barrios privados, etc.). La Corporación Financiera Internacional (CFI) proveyó financiamiento para implementar cambios técnicos y de infraestructura que dificultasen el robo de electricidad en las zonas residenciales y mejoraran la infraestructura existente. Como resultado de ello, las “pérdidas no técnicas” en las redes de distribución -que antes de las privatizaciones alcanzaban el 27%- se vieron drásticamente reducidas (Banco Interamericano de Desarrollo, 1995). Las medidas iniciales aseguraron la reducción de las pérdidas y garantizaron la salud económica de las compañías distribuidoras, pero no dieron una respuesta adecuada al problema de bajo qué condiciones se proveerían servicios eléctricos básicos a los pobladores de menores recursos. Una situación de tensión social sobrevino a la suspensión del servicio a los colgados, y se iniciaron varios juicios contra las compañías distribuidoras sobre la base que, aún cuando tales servicios hubiesen sido obtenidos ilegalmente, las privatizaciones habían limitado o directamente eliminado de servicios básicos a un importante número de habitantes. Respondiendo a la presión de los medios de prensa y difusión, y la creciente oposición de la 20 opinión pública, en 1994 el gobierno nacional , el de la provincia de Buenos Aires y las dos empresas distribuidoras privadas (EDENOR y EDESUR) concertaron un acuerdo llamado “Acuerdo Marco Cuatrienal” (Chisari y Estache, 1999). Como parte de tal acuerdo, el gobierno nacional, el de la provincia de Buenos Aires y las municipalidades reintegraron a las compañías los balances impagos asociados con los barrios de emergencia conectados clandestinamente y proveyeron subsidios a los distribuidores para cubrir el costo del establecimiento de medidores colectivos y conexiones a sus redes. A su vez, las compañías aceptaron renunciar a cualquier reclamo, recargo o interés acumulado sobre facturas impagas a partir de 1992, se comprometieron a instalar al menos 10.000 medidores por mes en zonas de bajos ingresos y acordaron llevar a cabo un censo hogareño con el consentimiento expreso de los residentes. Como resultado de dicho acuerdo, aproximadamente 650.000 consumidores fueron formalmente conectados a la red (Chisari y Estache, 1999). El Acuerdo Marco, no fue un subsidio sino un mecanismo de financiamiento fiscal y de los propios usuarios carenciados para la regularización de otros usuarios carenciados no (20) Entrevista con ex miembros de la Secretaría de Energía, primavera del 2000. 18 regularizados. Podría considerarse como un mecanismo de subsidio cruzado entre distintos niveles, dentro de los propios usuarios de bajos recursos. En su mayoría, el consumo por parte de comunidades de bajos ingresos incapaces de pagar por el servicio eléctrico es afrontado por los gobiernos municipales. Las ciudades por lo general recuperan tales gastos a través de un impuesto sobre el consumo eléctrico hogareño, es decir un cargo explícito solventado por el resto de los consumidores. La renuencia pública a aceptar la suspensión del servicio a poblaciones de bajos ingresos fue la razón fundamental para que gobiernos, empresas y municipalidades negociaran un acuerdo que no se guió por los principios económicos establecidos para las concesiones de distribución y el marco legal existente. Las reformas nacionales iniciales retuvieron algunos subsidios cruzados. El decreto 1398/1992 estableció subsidios para pensionados, instituciones de interés público, organizaciones sin fines de lucro e industrias de consumo intensivo de electricidad. La Ley Nacional de Electricidad (Ley 24065) estableció un Fondo Eléctrico Nacional capitalizado a través de un impuesto a las ventas de electricidad en el mercado mayorista ($ 3 por megavatio-hora). El 60% de estos ingresos al fisco se distribuyen entre las provincias que adhieren al esquema nacional de tarifas de distribución para subsidiar consumidores. Los gobiernos provinciales en general utilizaron parte de esos fondos para el subsidio a usuarios carenciados o actividades de interés provincial como el riego en algunas provincias de Cuyo y NOA. El 40% restante se debería haber empleado en el desarrollo eléctrico en el interior del país. Sin embargo, a pesar del mantenimiento de estos subsidios cruzados, se registró la caída de las tarifas sociales que gozaban los grupos de bajos ingresos, según lo acordado en los contratos de concesión de las principales distribuidoras. El impacto de la estructura tarifaria en los sectores de bajos ingresos Varios aspectos de la reforma tuvieron como consecuencia impactos regresivos sobre el ingreso. En primer lugar, y vinculado a aspectos de la estructura tarifaria, el nuevo marco regulatorio requería que los servicios eléctricos reflejasen el costo de suministro. Los costos de distribución están en proporción inversa a la cantidad y tensión del suministro. Por ende, los consumidores con bajos niveles de consumo y tensión pagan un precio unitario mayor que la 21 industria y los grandes consumidores residenciales . De hecho, mientras mayor es el consumo, menor es el precio medio. La discrepancia en cuanto a precios puede también deberse a un posible error en los cálculos iniciales de asignación de costos de distribución a ser cubiertos por hogares de bajo consumo versus hogares de alto consumo, que se mantuvo 22 sin corregir durante el primer período tarifario de 10 años . Un estudio reciente sobre el efecto de la reforma en los precios, indica que entre 1991 y diciembre de 1998 los consumidores residenciales e industriales con los niveles más altos de consumo eléctrico experimentaron las mayores reducciones de precios (71% y 44%, respectivamente). Los hogares con bajos niveles de consumo -por lo general representativos de poblaciones de bajos ingresos- gozaron sólo de reducciones marginales de precios (1,6%) (FLACSO/SECYT-CONICET, 1999). La industria, los grandes consumidores (2 megavatios-30 kilovatios o más por año) y las empresas distribuidoras que podían adquirir electricidad en el mercado mayorista tuvieron reducciones de precios de un 50% o más. La Tabla 1 muestra los precios absolutos y relativos por tipo de consumo. TABLA 1 PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD, 1991 y 1998 Centavos de dólar EEUU por kilovatio-hora (21) Esta estructura tarifaria residencial decreciente, determinó que un consumidor de 197 kWh/bimestre, pagara el mismo importe que el que consume 300 kWh/bimestre. Lo mismo sucede con un consumidor de 247 kWh/bimestre, que estaría abonando lo mismo que uno de 800 kWh/bimestre. Otro aspecto destacable corresponde al impacto sobre el precio, de un crecimiento del consumo en un estrato más alto con respecto al mismo incremento en un nivel mas bajo. Por ejemplo el incremento del consumo de 100 kWh/bimestre a partir de 900 kwh/bimestre implica un aumento del pago total de $ 0.4, mientras que si se parte de 100 para llegar a 200 kWh/bimestre, el pago adicional será de $4. (22) Entrevista con personal del BID, 14 de marzo de 2002. 19 Usuarios Residencial bajo consumo Residencial alto consumo Industrial bajo consumo Industrial consumo promedio Industrial alto consumo Marzo 1991 Diciembre 1998 8.2 15.9 14.0 8.4 5.6 8.8 8.1 4.7 10.5 7.4 3.7 7.8 (variación de 1998 con marzo 1991 = 100, %) 98,4 % 29,6 % 75,3 % 88,5 % 66,6 % 89,1 % Promedio Fuente: FLACSO/SECYT-CONICET, “Privatizaciones en la Argentina: Regulación tarifaria, mutaciones en los precios relativos, rentas extraordinarias y concentración económica”, Buenos Aires. Abril 1999 Adicionalmente los usuarios con bajos consumos, que pagaban su factura en forma atrasada recibieron fuertes sanciones, las cuales han ido modificándose (sólo tarifas de bajos consumos), en función de las críticas y reclamos de la población afectada. Un tema relevante en cuanto a beneficios públicos es el impacto de los precios mayoristas de la electricidad en los consumidores finales. Hacia 1995, los precios de mercado cayeron más 23 de un 50% . Este hecho fue ampliamente mencionado y elogiado por organismos internacionales, nacionales y especialistas en energía (ENRE, 1998, Green y Rodríguez Pardina, 1999). Sin embargo, se hizo escasa mención a la manera en que tales reducciones de precios afectaron a los diferentes tipos de usuarios. Un aspecto a considerar en esa evaluación, se refiere a los contratos de abastecimiento que se vieron obligadas a establecer las distribuidoras EDENOR y EDESUR. Esos contratos con las centrales Puerto y Costanera (y EDELAP con Central Térmica San Nicolás), duraban 8 años con precios cercanos a $ 44/MWh, e indexados anualmente por un índice combinado de precios de EE.UU. Como los valores acordados representaron, aproximadamente, entre el 50% y el 60% de las compras totales de energía de las distribuidoras en el mercado, los “usuarios cautivos” no pudieron beneficiarse totalmente de la caída del precio de la energía en el MEM que se situó por debajo de US$ 25/MWh desde 1995 en adelante. En consecuencia, los “usuarios cautivos” pagaron una tarifa más alta que la que hubiesen tenido que pagar si las distribuidoras no hubiesen estado obligadas por los referidos contratos transferidos a los usuarios. Otro elemento que “esterilizó” el traslado de mejoras de eficiencia en el MEM a los usuarios, ha sido el mecanismo de indexación de las tarifas, siguiendo el índice de precios mayoristas de los (24) EE.UU . Justamente la evolución de este índice ha sido contrapuesta tanto con la deflación de los precios locales, como la tendencia de los salarios bajos y medios de la población. Todas las acciones orientadas a no incorporar criterio de equidad en las tarifas de los servicios públicos han sido, no solo aceptadas, sino promovidas por los organismos internacionales de financiamiento. En este sentido resultan elocuentes las siguientes expresiones vertidas en un seminario organizado por el propio Banco Mundial, en Buenos Aires en 1999: “La electricidad subvencionada ha menoscabado aun más la disciplina presupuestaria de las empresas de electricidad, y los grandes déficits resultantes normalmente se han financiado mediante (23) Diversos han sido los factores determinantes, entre los que merecen especial mención: la rápida disminución de la indisponibilidad de generación (retorno de Chocón, Atucha, térmicas acondicionadas); la entrada de la central hidroeléctrica de Piedra del Aguila (1400 MW) hacia fines de 1992, mejora sostenida (salvo en 1998) de la disponibilidad hidroeléctrica, paulatina entrada de Yacyretá (1995-1998), alcanzando en este último año una participación del 16% sobre la generación total y cerca del 40% de la porción hidráulica; y la competencia entre generadores en especial los de los nuevos equipos térmicos más eficientes (quemando gas en boca de pozo o gas a precio bajo), cuya incidencia ha sido realmente relevante a partir de 1995. (24) Hasta la sanción de la Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario, el Valor Agregado de Distribución o la porción correspondiente a los costos de la distribuidora (aproximadamente 50% tarifa), se actualizaba en forma semestral de acuerdo con un índice combinado de precios mayoristas (67%), y minoristas (33%) de los Estados Unidos de Norteamérica. 20 impuestos generales regresivos. Es evidente que para resolver los problemas de equidad 25 social hay medios mucho más eficaces que los subsidios de la electricidad" . En el mismo seminario se llegó a las siguientes conclusiones y recomendaciones, entre muchas otras: • • • • • Los más afectados por el proceso de privatización fueron los pobres Los más beneficiados por el proceso de privatización fueron los ricos El propio sistema debe internalizar mecanismos de transferencia hacia los pobres (subsidios cruzados) Debe establecerse una tarifa social asociada con el criterio de disponibilidad a pagar Las nuevas concesiones deben incluir una clara estrategia para obligar a los operadores a servir las áreas de bajos recursos económicos Reafirman estas conclusiones los resultados del estudio de Camila Arza “El impacto social de 26 las privatizaciones. El caso de los servicios públicos domiciliarios” . En ese estudio se analiza la evolución de la participación de los gastos en servicios públicos en el total del ingreso y del gasto familiar. Allí se concluye que el decil más pobre gasta una proporción de sus ingresos cinco veces mayor que el decil más rico, y que sólo en los hogares pertenecientes al decil más rico se produjo una disminución del gasto en el servicio de electricidad, en relación al gasto total del hogar, según puede observarse en la Figura 2, extraída del trabajo del Arza. Parecería que aquellas afirmaciones en cuanto a que las mejoras de eficiencia que generarían las fuerzas del mercado se transferirían a los consumidores en forma de precios bajos, particularmente para los pobres (Banco Mundial, 1993), y provocarían derrames positivos como resultado del proceso de reforma, no se han cumplido. Irónicamente, al final de los 90’, el Banco Mundial se mostraba favorable a reimplantar tarifas sociales y acciones para corregir la incapacidad del mercado para abastecer a los sectores de menor nivel de ingreso. En el 2000, el ENRE inició el primer proceso de revisión de tarifas de distribución luego de 10 años del nuevo sistema, fijando en los TDRs la incorporación de tarifas sociales e incentivos para la eficiencia energética en la fijación de la estructura tarifaria del siguiente período de 5 años. Pero como consecuencia de la crisis económica y el fuerte proceso devaluatorio el desarrollo de la revisión tarifaria se encuentra suspendido (25) Seminario "La privatización de los Servicios Básicos y su impacto en los sectores populares de Argentina" - Banco Mundial - Buenos Aires - Mayo 1999. En particular la presentación de Myrna Alexander, Representante Residente del Banco Mundial es extremadamente ilustrativa de los múltiples impactos negativos sobre los sectores populares. (26) FLACSO, Área de Economía y Tecnología, en base a ENGH 1996/97, INDEC, marzo de 2002. 21 FIGURA 2. GASTO EN ELECTRICIDAD COMO PORCENTAJE DEL GASTO TOTAL DEL HOGAR. 1985-86 Y 1996-97. 4 .5 % 4 .2 % 4 .0 % 3 .8 % 1 9 8 5 -8 6 3 .5 % 3 .0 % 1 9 9 6 -9 7 3 .1 % 2 .9 % 2 .7 % 2 .5 % 2 .5 % 2 .5 % 2 .2 % 2 .3 % 2 .1 % 2 .0 % 2 .0 % 1 .8 % 1 .6 % 2 .0 % 1 .7 % 1 .6 % 1 .5 % 1 .3 % 1 .6 % 1 .3 % 1 .4 % 1 .1 % 1 .0 % 0 .9 % 0 .5 % 0 .0 % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 T o ta l D e c il IP C F Fuente: Area de Economía y Tecnología de la FLACSO en base a EPH/INDEC, varios años. Políticas de empleo Dentro del sector eléctrico, el empleo cayó de 22.500 antes del inicio del proceso de reforma a 6.500 personas en 1998 (Duarte, 2001). Más del 50% de tales pérdidas se registraron entre 1991 y 1993, a través de despidos, planes de retiro anticipado, programas de retiro voluntario y congelamiento de vacantes. La financiación del Banco Mundial apoyó los paquetes de retiro anticipado y voluntario durante el período de 1991-93 (Duarte, 2001). Luego de 1993, las compañías distribuidoras recientemente privatizadas llevaron a cabo un proceso adicional de despidos. Tales despidos no fueron voluntarios pero se los acompañó con generosos paquetes de retiro o indemnización. Luego de reducir su personal, las empresas distribuidoras se garantizaron una adecuada dotación de personal, tercerizando funciones o servicios anteriormente provistos por empleados dentro de la empresa. La contratación a través de terceros permitió a las compañías distribuidoras obtener servicios a menor costo (los empleados así contratados gozaban de menores beneficios y menor paga) y de acuerdo a sus necesidades circunstanciales (Pistonesi, 2000b). Si bien muchos ex-empleados de empresas de servicios públicos fueron recontratados por contratistas de las empresas, los términos de sus empleos resultaron por lo general menos favorables. (Martínez, 1998). Como plantea Duarte, el impacto sobre el nivel de desempleo y la “precarización” del empleo (disminución de beneficios sociales, estabilidad, seguridad y salario de bolsillo), encontró en el proceso de reforma una causa importante y directa que no pudo ser compensada por el desarrollo del sistema económico y los planes de Gobierno, exclusivamente asistencialistas y de dudosas sustentabilidad y efecto. 5.3.3. Dimensión medioambiental Los responsables del diseño de políticas y la sociedad civil prestaron escasa atención al modo en que la reforma afectaba el medio ambiente o las áreas donde existían oportunidades de generar beneficios ambientales. A principios de los 90, la preocupación principal se relacionó con la actualización y modernización de las reglamentaciones ambientales dentro del sector eléctrico. En el marco de la normativa ambiental desarrollada por la Secretaría de energía, se otorgó autoridad al ENRE para fijar reglas y reglamentaciones ambientales, fijar los límites de emisiones y sanciones correspondientes ante incumplimiento y para delinear los procedimientos necesarios en los segmentos de generación, transmisión y distribución. El BID adoptó un consciente compromiso de reforzar la capacidad gubernamental de desarrollar, regular y aplicar las leyes y políticas ambientales. Tal compromiso incluyó préstamos para crear y reforzar la capacidad de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos 22 27 Naturales y la Unidad de Evaluación Social y Ambiental de la Secretaría de Energía . Pero este esfuerzo tuvo poco eco, dado que tanto el Banco Mundial y como el Gobierno Nacional eran inicialmente de la opinión que el establecimiento de reformas de mercado traería señales de precios que reflejarían valores de escasez, alentarían mejoras en la eficiencia y finalmente 28 promoverían el uso racional de la energía . Entre mediados y fines de los 90’, sin embargo, los donantes mostraron creciente interés en abordar los problemas ambientales incrementando la financiación de proyectos que examinaran las dimensiones ambientales del consumo y abastecimiento de energía. Algunas de las ganancias, en cuanto a eficiencia pronosticadas por el gobierno nacional, se materializaron. Se constató una importa reducción de las pérdidas, si bien la mayor parte correspondió a una disminución de las pérdidas no técnicas. Además, la generación térmica de electricidad incrementó su eficiencia mientras que los Ciclos Combinados quemando gas natural, desplazaban plantas térmicas más antiguas e ineficientes y reducían el consumo por kwh de 2.600 kilocalorías en 1996 a 1.600 kilocalorías en 2000 (Vásquez, 2000). A pesar de ello, las mejoras en cuanto a eficiencia en la generación de electricidad se debieron en gran parte a la incorporación de nueva capacidad por parte de proyectos hidroeléctricos iniciados con anterioridad al programa de reforma eléctrica (Olander, 2000). Debido al hecho de que las ventajas de ganancia de eficiencia en el consumo se capturan principalmente en la generación, la desintegración vertical reduce los incentivos a nivel distribución para incrementar la eficiencia entre los consumidores finales. Aún así, la elevada incidencia de los costos fijos que enfrentan los distribuidores, debería alentarlos a mejorar los factores de carga de red para posponer nuevas inversiones. Sin embargo, la continua reducción del nivel de potencia que define a un gran consumidor de electricidad (reducida finalmente a 30 kilovatios), erosionó cualquier incentivo posible para que los distribuidores invirtiesen en eficiencia energética. Adicionalmente, entre los consumidores residenciales con más altos ingresos, fueron los que registraron los más elevados aumentos en el consumo de energía. Este grupo experimentó precios unitarios en baja debido a la decreciente estructura de bloque de precios, y, en consecuencia, tuvo pocos incentivos para invertir en eficiencia energética (ver Tabla 1). Los intentos por parte de donantes (particularmente el BID) de promover empresas de ahorro energético (ESCOs) o comprometer a las empresas distribuidoras en esfuerzos para que los consumidores reduzcan o administren su consumo energético tuvieron escaso éxito. Si bien la Secretaría de Energía poseía una Dirección Nacional para el Uso Racional de Energía, no promovía instrumentos políticos o esfuerzos de gran alcance. El área se dedicaba en mayor parte a implementar estudios y una serie de proyectos piloto y programas financiados por donantes, en especial agencias y gobiernos de la Unión Europea. Ni el establecimiento de concesiones de distribución de electricidad dentro del programa PAEPRA, ni los subsidios ofrecidos por los donantes internacionales bajo el proyecto PERMER, resultaron suficientes para atraer inversiones en energía renovable para la distribución de electricidad. El aislado ejemplo de esfuerzo local en apoyo de la energía renovable fue una campaña llevada adelante en 1998 por Greenpeace para promover la energía eólica en el sur de Argentina, campaña fuertemente financiada por empresarios del sector de la industria de 29 turbinas eólicas . El apoyo público que generó dicha campaña llevó al Congreso a aprobar una ley para subsidiar a las empresas que generaran electricidad utilizando energía eólica, pero dicha ley recibió poco respaldo por parte del Poder Ejecutivo, y la Secretaría de Energía demoró la reglamentación de la misma hasta diciembre de 1999. (27) Entrevista con personal del BID, 22 de julio de 2000. (28) Entrevista con personal del Banco Mundial, 22 de septiembre de 2000 y entrevista con personal del BID, 22 de julio de 2000. (29) Entrevista con un empresario de energía eólica, primavera de 2000. 23 5.3.4 Comportamiento del sector ante la crisis del país En medio de una situación financiera y política, extremadamente complejas, el nuevo gobierno declaró el default (aunque luego acordó ciertos pagos), y sancionó la Ley 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario, que establece entre otras medidas: ! Que los contratos celebrados por la Administración Pública bajo normas de derecho público, comprendidos entre ellos los de obras y servicios públicos, quedan sin efecto las cláusulas de ajuste en dólar o en otras divisas extranjeras y las cláusulas indexatorias basadas en índices de precios de otros países y cualquier otro mecanismo indexatorio. Los precios y tarifas resultantes de dichas cláusulas, quedan establecidos en pesos a la relación de cambio UN PESO ($ 1) = UN DOLAR ESTADOUNIDENSE (U$S 1); ! Se autoriza al Poder Ejecutivo nacional a renegociar los contratos comprendidos en lo dispuesto en el Artículo 8° de la presente ley. En el caso de los contratos que tengan por objeto la prestación de servicios públicos, deberán tomarse en consideración los siguientes criterios: 1) el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de los ingresos; 2) la calidad de los servicios y los planes de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente; 3) el interés de los usuarios y la accesibilidad de los servicios; 4) la seguridad de los sistemas comprendidos; y 5) la rentabilidad de las empresas. ! Las disposiciones previstas en los artículos anteriores, en ningún caso autorizarán a las empresas contratistas o prestadoras de servicios públicos, a suspender o alterar el cumplimiento de sus obligaciones. ! Se faculta al Poder Ejecutivo nacional a regular, transitoriamente, los precios de insumos, bienes y servicios críticos, a fin de proteger los derechos de los usuarios y consumidores, de la eventual distorsión de los mercados o de acciones de naturaleza monopólica u oligopólica. La crisis estructural y la aplicación de estas medidas tuvieron las siguientes derivaciones inmediatas: ! La pesificación y licuación de deudas, ! Iniciación de un paulatino proceso inflacionario, debido al consumo de productos de exportación, simultáneo aumento de retenciones a las exportaciones ! Modificación de la estructura de costos por la participación de insumos y servicios importados en la producción de bienes. ! Aumento de los precios de los combustibles, en especial del gas oil (puja por el aumento de las retenciones a su exportación), ! Renegociación de contratos y tarifas de servicios de 59 empresas por 120 días a partir defines de marzo, a través de la Comisión de Renegociación de Contratos de Obras y Servicios Públicos, ! Debido a la declaración del default y a cambio de obtener nuevos préstamos que permitan frenar el aumento del dólar. Se reciben fuertes presiones: de los organismos financieros internacionales, en especial del FMI, que exige la profundización del ajuste del gasto en las provincias y la seguridad jurídica de los contratos. ! Incertidumbre económica, leve disminución de la recesión ! A pesar de la licuación de pasivos, hay una creciente declaración de cesación (default) de pagos de las empresas; ya que las mismas han contraído una parte de sus deudas fuera del país, mientras que sus ingresos se han pesificado. ! Las deudas y default empresarios al sistema financiero local, produce trabas en las cadenas de pagos. ! Establecimiento de un Plan de ayuda social para jefes y jefas de hogares de $150/mes. Como contrapartida de la asistencia financiera, el beneficiario debería participar en programas de capacitación, trabajos en el tercer sector o transformar la asistencia en un subsidio al empleo para la empresa privada que lo contrate. 24 El sector eléctrico, no se encuentra ajeno al complejo estado de situación presentado, y se 30 observan efectos y situaciones, que podrían resumirse en los siguientes : ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! Retracción de la demanda con signos de leve recuperación; Los bajos consumidores han sufrido los mayores efectos de la crisis; Se ha incrementado el hurto y la incobrabilidad. Las tarifas está por debajo de los niveles de costos Moras de pago hacia Cammesa ante la no recepción por parte de estas de monedas provinciales Precios deprimidos en el mercado mayorista Desaparición del crédito para inversiones en el sector No hay nuevas inversiones en generación y transmisión Los insumos importados han aumentado su participación respecto de la mano de obra por ejemplo. Las dificultades empresarias han generado la reorientación de sus prioridades de pago, a saber: Cammesa, gestión comercial contra hurto, salarios, sólo mantenimiento correctivo y seguridad. Han reducido recursos humanos y físicos. No se observa aún deterioro de la calidad del servicio Los déficits del Fondo de Estabilización está siendo cubiertos por el Estado Se congelaron los procesos iniciados de revisión tarifaria de distribución y el próximo de transporte. Hay distorsiones entre los costos de expansión y de calidad Una correcta revisión tarifaria permitiría, aplicar un sistema equitativo en el sistema de penalizaciones actuales. 6. URUGUAY 6.1 Antecedentes 31 Ya en los albores del Siglo XX, al influjo del batllismo , el Uruguay experimentó un temprano proceso de participación del Estado en áreas y actividades consideradas de vital importancia para el desarrollo de la sociedad. En consecuencia, la creación de las empresas públicas va responder a una concepción explícita sobre el papel que debe desempeñar el Estado en la orientación y puesta en funcionamiento de la actividad económica. Es durante esta etapa que se dan los primeros pasos en la conformación de una innovadora arquitectura institucional del Sector de las Empresas Públicas Estatales, y que en grandes líneas se ha mantenido hasta el presente. La empresa eléctrica estatal (UTE) es creada en 1912, con el cometido de proveer a terceros de energía eléctrica para el alumbrado, fuerza motriz, tracción y demás aplicaciones en todo el territorio de la República en carácter de monopolio. Ésta se convertirá en el actor protagónico del Sistema Eléctrico Uruguayo. Durante la mayor parte del siglo XX ejercerá el monopolio en la generación, transporte y distribución de electricidad en todo el territorio nacional. El carácter institucional que se le confirió es el de Ente Autónomo del Estado, de forma de dotarla de una autonomía que le permitiese independizarse de los gobiernos de turno reservándose el gobierno central ciertas facultades de contralor (principio de descentralización). (30) Comisión de Renegociaicón y contratos de obras y servicicos públicos. “Informe de gestión área energía”, Diciembre 2002. (31) Figura consular del acontecer político uruguayo de principios del siglo XX, el Dr J. Batlle y Ordoñez, fue presidente de la República en 2 ocasiones: 1903-1907 y 1911-1915. Sus ideas, cercanas en líneas generales al ideario socialdemócrata, conformaron una corriente de pensamiento denominada batllismo. 25 CUADRO 1. PERFIL DEL SECTOR ELÉCTRICO EN URUGUAY Población País (2002) 3.300 millones de habitantes Población con acceso a la electricidad (2002) Total:97% Rural:75% Urbana: 99% Nº de clientes: Total energía generada (2002): 7693 GWh Pico máximo histórico anual (2000): 1463 MW Potencia Instalada Total: 2109 MW Térmica: 571 MW Hidroeléctrica: 1538 MW Sistema Interconectado Nacional: 99.6 % de la potencia instalada total Interconexiones Internacionales: 2000 MW en CA (con Argentina) 70 MW Conversora 50/60 Hz (con Brasil) Contratos de importación: 338 MW (CEMSA-Argentina) Emisión de CO2 proveniente del sector eléctrico (2002): 296 kton CO2 , 6% del total de emisiones En 1967 con la entrada en vigencia de una nueva constitución, la autonomía de las empresas públicas se vio limitada y se acentuó el rol de contralor del Poder Ejecutivo. Contribuyó a tal fin la creación de la Oficina de Planeamiento y Presupuesto (OPP), un organismo asesor del Poder Ejecutivo, con incidencia sobre los Entes Industriales del Estado en lo que atañe a políticas presupuestarias y tarifarias. En 1974, con la creación del Ministerio de Industria Minería y Energía, el Poder Ejecutivo da comienzo formalmente a su participación directa en las actividades del sector energético, con el cometido de fijar políticas nacionales en materia energética. En 1977 (en pleno período dictatorial) fue sancionada la Ley Nacional de Electricidad (Nº 14694), que derogó formalmente el monopolio legal de UTE para el suministro de energía a terceros. En la práctica todo esto no tuvo ninguna repercusión ya que ningún agente privado se incorporó al sistema eléctrico. A partir de 1979 se incorpora al sistema eléctrico uruguayo una central hidroeléctrica de gran 32 porte , también estatal, pero que actúa bajo la forma jurídica de Ente Binacional (Comisión Técnico Mixta de Salto Grande. Cuatro años más tarde ambos países firman un Convenio de Ejecución del Acuerdo de Interconexión Energética, que estableció, además de los apartamientos operativos respecto de los derechos de las partes sobre la energía de la central, 33 otras modalidades para el comercio de energía . Durante la década de los 80’ se percibe un deterioro creciente de la calidad del servicio (tanto en lo referente a interrupciones del suministro, como a la degradación de la atención al cliente). El bajo nivel de inversiones que se constata en este lapso, se explica en parte por la pesada deuda que sobrellevaba la empresa, originada principalmente en la construcción de la central 34 hidroeléctrica de Palmar . La ruptura de la “tablita” en 1982 (el tipo de cambio saltó de 11 a 24 pesos) acentuó este fenómeno, ya que mientras las deudas estaban pactadas en dólares, los ingresos se mantuvieron en pesos. La crisis del sector se agravó por el desarrollo de una intensa sequía en al año 1989, que conmovió fuertemente a un sistema basado en la generación de hidroelectricidad, imponiendo restricciones a la demanda e incrementos (32) La restricción externa que se impuso a partir del primer shock petrolero y la nueva situación en el mercado internacional de capitales (los petrodólares) crearon las condiciones propicias para ejecución de un gran emprendimiento hidroeléctrico sobre el Río Uruguay en conjunto con la Argentina (1890 MW), quien se hizo cargo del financiamiento de la obra. En 1994, como resultado de un complejo proceso de conciliación de deudas entre los dos países, CTM y UTE, ésta última quedó en calidad deudora del Banco Central Argentino por un monto de 450 millones de U$S. (33) Modalidades de sustitución, potencia, potencia garantida. Bajo estas modalidades los beneficios generados por el intercambio son compartidos por ambos países. (34) El costo de Palmar ascendió a 500 millones de U$S (originalmente era de 150 millones de U$S). 26 tarifarios para cubrir los sobrecostos incurridos por el uso de generación térmica. Esto se debió a que si bien las centrales de Salto Grande y Palmar, incorporaron al sistema 1275 MW de 35 capacidad instalada , debido a la gran aleatoriedad del régimen hídrico uruguayo, la potencia firme adicionada por ambas centrales resultó del orden de los 350 MW. En consecuencia, el sistema quedó en una situación frágil como resultado del desequilibrio entre potencia firme y no 36 firme , lo que se tradujo en la existencia de restricciones de energía (no de potencia instalada). En la segunda mitad de la década de los 80’, recuperada ya la democracia y ejerciendo la presidencia de UTE el Ing. Serrato, se impulsó una amplia renovación de los cuadros gerenciales de la empresa y se comenzó un ambicioso plan de transformación de la UTE, de 37 modo de revertir la tendencia al deterioro y dotarla de una orientación más comercial . Se puso énfasis en la necesidad de impulsar la mejora de la gestión de la UTE, para lo cual se fijaron objetivos claros, que pudieran ser evaluados a través del seguimiento de determinados indicadores de eficacia, eficiencia y rentabilidad. Tres aspectos que tuvieron importancia decisiva en la exitosa concreción de este esfuerzo trasformador: Por un lado, la consolidación de un núcleo gerencial fuertemente consustanciado con la nueva visión empresarial, que proporcionó a la empresa directrices estratégicas claras de acción, que en muchas ocasiones servirán de contrapeso frente a los vaivenes políticos y visiones 38 cortoplacistas que eventualmente pudieran tener los presidentes y directores de turno . Por otro lado, si bien en un principio el sindicato miró con cierto recelo los cambios que se estaban produciendo en la empresa, temerosos de que no se tratara de un “maquillaje” que la acondicionara para su posterior privatización, finalmente decidió sumarse al proceso en el entendido que la mejora de la gestión de la empresa iba a fortalecer su posicionamiento en la sociedad y debilitar a aquellos que postulaban la ineficiencia intrínseca del rol empresario del 39 Estado . En tercer lugar importa señalar que, contrariamente a lo ocurrido en el resto de los países de A. Latina, a pesar de que este período se caracterizó por una alta inflación, la tarifa eléctrica no fue utilizada como un instrumento antiinflacionario. De esta manera la tarifa se mantuvo en términos reales y la empresa no fue sometida a un proceso de descapitalización que la condujera a un punto de no retorno, que desembocara inexorablemente en su privatización. Ya en los primeros años de iniciado el proceso de cambio, la UTE comenzó a mostrar signos de recuperación. En consecuencia se pudo atender en forma satisfactoria los requerimientos del continuo crecimiento de la demanda y destinar recursos a la mejora del servicio, lo que se reflejó en un notorio mejoramiento de los indicadores de calidad del servicio y de la imagen de 40 los clientes respecto del desempeño de la empresa . Esta percepción favorable de la opinión pública, se tradujo en un fuerte respaldo a que la UTE siguiese desempeñando un rol predominante en el sector. (35) En función del acuerdo firmado entre Argentina y Uruguay, este último comenzaba con 1/12 de la capacidad total de la central e incrementaba su cuota parte en 1/12 cada 3 años hasta llegar en 1995 al 50% (945 MW). (36) La única central hidroeléctrica con capacidad efectiva de embalse es la Central Gabriel Terra (150 MW). El conjunto de las centrales sobre el Río Negro, tiene una capacidad de embalse de 1300 GWh. (37) Esto estaba en consonancia el objetivo de búsqueda de eficiencia que se impulsaba desde los organismos multilaterales de crédito (no se planteaba aún el cambio de régimen de propiedad) (38) El Directorio está integrado por 5 miembros elegidos por criterios de representatividad política. (39) La firma de un convenio salarial por productividad en el año 1993, significó un punto alto en la relación entre la UTE y el sindicato, y selló el compromiso de éste último con el proceso de cambio. (40) Las encuestas de imagen muestran que de una imagen positiva (buena o muy buena ) del 56% en 1991, pasó a una del 72% en 1992, 74% en 1994, 79% en 1997 y 85% en 1999. 27 6.2 La reforma del sector eléctrico Apoyada por las mayorías blancas y coloradas, y tras 2 años de discusión en el parlamento, en el año 1997 se aprobó la “Ley de Marco Regulatorio del Sector Eléctrico” (Nº 16.832), que su parte medular plantea: • • • • Instaurar un mercado competitivo en la etapa de generación, promoviendo la apertura del negocio en dicha etapa (que deja de tener el carácter de servicio público) y creando un mercado mayorista de energía eléctrica. Para posibilitar la creación de dicho mercado, se establecen dos condiciones esenciales: libre contratación de generadores por parte de distribuidores y grandes consumidores; y libre acceso de terceros a las redes de trasmisión y distribución, siempre que se disponga de capacidad y medie el pago de un peaje. La administración del mercado mayorista y el despaco de cargas estarán a cargo de la Administración del Mercado Eléctrico (ADME), persona pública no estatal y en cuya dirección participan todos los agentes del mercado. Las actividades de trasmisión y distribución, en tanto que continúan siendo monopolios naturales, permanecerán como actividades reguladas. Habilitar a UTE a asociarse con empresas públicas o privadas, nacionales o extranjeras, dentro del país (hasta ese momento la asociación estaba restringida a actividades en el exterior). Crear la Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica, con el propósito de separar los roles empresario y regulador del Estado, y con el cometido de controlar el cumplimiento de la ley y su reglamentación, dictar los reglamentos en materia de seguridad y calidad del servicio eléctrico y asesorar al Poder Ejecutivo en materia de concesiones, contratos y tarifas. Habilitar, a condición de reciprocidad, la firma de contratos internacionales entre agentes de diferentes mercados, incluyendo el derecho a la utilización de las instalaciones de trasmisión y distribución. Cuadro 2. Organización Post- Reforma del Sector Eléctrico Uruguayo PODER EJECUTIVO MIEM MRE URSEA OPP DNE Mercado Mayorista ADME UTE Generación Trasmisión CTM Otros generadores Otros transportistas Distribución Otros distribuidores Comercialización Comercializadores y clientes libres 28 Si bien en esencia, la reforma del sistema eléctrico uruguayo remite a un mismo patrón clásico, aplicado en el resto de los países de la región que iniciaron una transformación de su sistema eléctrico, resulta interesante situarse en aquellos aspectos que marcan de alguna manera la especificidad de la reforma del sector eléctrico implantada en Uruguay. En este sentido cabe destacar que ni la privatización de la UTE, ni su desintegración vertical y horizontal (se le exige sí, la presentación de una separación contable de actividades), presentes en las reformas de otros países y en las recomendaciones de los organismos multilaterales de crédito, estuvieron recogidas en la Ley Nº 16.832. Fueron determinantes para ello, el contundente resultado del plebiscito del 92’ y la fuerte resistencia evidenciada durante el proceso de discusión de la Ley, respecto a una eventual fragmentación o minimización del rol de la UTE. Varios fueron los motivos que expusieron los propulsores de la reforma. Uno de ellos se basó en la necesidad de generar un marco reglamentario propicio para la captación de inversión 41 extranjera directa . Si se relaciona el tamaño del sistema eléctrico uruguayo, con el tamaño mínimo económico de una central con tecnologías modernas de generación (por ej., 300 MW para una central de Ciclo Combinado), se puede apreciar la inviabilidad de la existencia de una multiplicidad de actores (además de UTE y Salto Grande) en un mercado de generación. Es por esta razón que los impulsores de la Ley vieron en el desarrollo del comercio internacional, la posibilidad de viabilizar el objetivo perseguido de introducir competencia en dicho mercado. En este sentido Uruguay se encuentra en una situación excepcional, ya la interconexión en 500 kV con Argentina (cuadrilátero de Salto Grande), cuenta con una capacidad de transporte de casi una vez y media el pico máximo de potencia de la demanda uruguaya. La factibilidad de importar 42 energía eléctrica en la modalidad de contratos, volvería disputable el mercado de generación uruguayo, con el consiguiente disciplinamiento de los 2 actores principales; UTE y Salto Grande. Habiendo agotado Uruguay sus recursos hídricos para generación eléctrica en gran escala, la potencialidad que abriría el nuevo marco regulatorio de importar energía eléctrica mediante la modalidad de contratos, desde una región abundante en recursos hidráulicos y gasíferos, a precios competitivos, se convirtió en el principal argumento de los impulsores de la Ley. Además se buscaba que Uruguay pudiese valorizar la colocación en Argentina de excedentes de energía hidroeléctrica, en situaciones de grandes aportes hidráulicos. Este planteo se aplicaba no sólo a la potencialidad de acceder al mercado argentino, sino que se hacía alusión 43 también a la posibilidad de acceder a la energía hidráulica brasileña (a través de una conexión en extra alta tensión a construirse en el futuro) y a los excedentes paraguayos a través de la línea Yacyretá – Salto Grande. (41) Dada la imposibilidad de privatizar, se fomentaba la participación del capital privado en nuevos emprendimientos. Se argüía que las limitaciones del Estado para el financiamiento de obras de infraestructura eléctrica y la conveniencia de desviar esa parte de la capacidad de endeudamiento a otras necesidades, volvían insoslayable la incorporación del sector privado a la prestación del servicio de electricidad (J. Fontana, 1995). (42) Se puede observar que esta modalidad se ajusta relativamente bien a las condiciones de no existencia de restricciones legales para la entrada o salida del mercado y de costos hundidos que deba enfrentar el potencial entrante. Por otra parte también se verifica un amplio acceso al conjunto de técnicas productivas de generación. (43) Particularmente de la llamada energía secundaria. Energía eléctrica sobrante en épocas de alta hidraulicidad, en las cuales se vierte el agua sin turbinar. 29 Gráfico 1 44 Para poder acceder a los beneficios de la “integración energética” , se argumentaba que se debían definir “reglas de juego” del mercado compatibles con las adoptadas por Argentina y Brasil (C. Migues, 1998). Se mencionaba también el requerimiento por parte de Argentina, de que el acceso uruguayo al mercado mayorista argentino sólo podía verificarse de cumplirse las 45 “condiciones de simetría y reciprocidad” . En otras palabras Uruguay debía realizar un mínimo de adecuaciones regulatorias (en el sentido de las realizadas en Argentina) a los efectos de viabilizar los acuerdos de comercio internacional de energía con Argentina (M. Ibarburu y A. Pereyra, 2003). Hubo también quienes se manifestaron a favor de la imperiosa necesidad de promoción de la integración energética concebida como la libre circulación de productos y servicios energéticos (P. Antmann, 2001). En este mismo sentido sumaron argumentos aquellos que aducían que la pertenencia al MERCOSUR era incompatible con la existencia de monopolios estatales, ya que éstos constituían restricciones no arancelarias y no podían resistir frente a las libertades de circulación de bienes, servicios y factores de producción, que constituían la esencia del MERCOSUR. De esta manera se desplazaba el eje de la discusión hacia aspectos que en gran parte provenían de condicionantes externas, que se entendía se debían cumplir, a los efectos de posibilitar la necesaria inserción del Uruguay al contexto regional y mundial. Resulta ilustrativo que salvo algunas excepciones, ni entre los más fervientes impulsores de las reformas, se invocaba la existencia de una crisis en el sector eléctrico. Tampoco se utilizó como argumento el de la necesidad de expandir el servicio, en parte porque se reconocía la existencia de una cobertura muy amplia y una calidad aceptable (Ibarburu y Pereyra, 2003). Más aún, se reconocía que “la organización del sector en base a un monopolio estatal integrado verticalmente y con un fuerte control de las reglas de juego imperantes en el sector, constituyó una estructura efectiva a los efectos de satisfacer el principal objetivo planteado con su creación: garantizar en todo el territorio el abastecimiento de energía eléctrica, tradicionalmente considerado como estratégico para el desarrollo del país, y cuya oferta debía expandirse muchas veces con criterio social más que económico”. Pero se sostenía que “el (44) De cristalizar el proceso de integración energética entre Argentina y Uruguay en la creación de un único mercado (con despacho unificado), éste último país sería el mayor beneficiario de acuerdo a los postulados de la teoría del comercio internacional para el caso de tamaños de mercados muy dispares (el sistema eléctrico argentino es 10 veces más grande que el uruguayo). (45) Estas condiciones fueron formuladas en términos muy imprecisos (se hablaba también de condiciones de no discriminación de oferta o demanda proveniente de otro país) y encontraron su sustento principalmente en motivaciones de orden ideológico. 30 modelo tradicional estaba evidenciando síntomas de agotamiento que justificaban la necesidad de una reestructura en la dirección planteada por la Ley 16832. (C. Migues, 1998) A partir de plena vigencia de la Ley 16832 (luego del fracaso de la convocatoria a referendum para su derogación), la aprobación en 1999 del Decreto Reglamentario de dicha ley, y la aprobación en el 2002, de los Reglamentos de Distribución, Trasmisión, Mercado Mayorista de Energía Eléctrica y Reglamento General, quedó conformado el marco jurídico institucional del nuevo modelo para el sector. Cabe destacar como un paso importante en esta dirección la consolidación de la Unidad Reguladora, que jugó un rol protagónico en la elaboración de los reglamentos anteriormente mencionados, y que en el 2002 amplió sus facultades incorporando a sus atribuciones las atinentes a la defensa de la competencia y derechos del consumidor. De todas formas la implantación del nuevo marco regulatorio ha tenido pocas consecuencias prácticas. El mercado mayorista no ha entrado en funcionamiento, no se ha verificado la incorporación de actores privados a la generación, ni se concretaron contratos de importación de los clientes potencialmente libres con generadores privados argentinos. Se abre una interrogante acerca de la compatibilidad en el mediano y largo plazo de este híbrido en el cual conviven, un marco conceptual que tiene en la privatización y en la promoción de la inversión privada su piedra angular (y cuyo marco regulatorio es funcional a dichos objetivos), y una empresa eléctrica estatal integrada verticalmente, monopólica en la 46 trasmisión y en la distribución, y actor primordial en la generación . La apertura del sector a la competencia genera un incremento de los costos de transacción, relacionados tanto con los costos derivados de obtener la información necesaria para orientar las decisiones de operación e inversión, como con los costos derivados de la creación y posterior funcionamiento de los diferentes entes de coordinación y control (regulador, administrador del mercado, encargado del despacho). A estos costos se les adicionarían también las eventuales pérdidas de economías de escala, secuencia y alcance, originadas la modificación de la estructura del sector (H. Pistonesi, 2001). Queda además planteada la duda de si, para el caso de un sistema eléctrico de tamaño reducido como el uruguayo, dichos sobrecostos podrán ser compensados por los eventuales beneficios que derivarían de la introducción de la competencia. CUADRO 3. PRINCIPALES HITOS EN LA EVOLUCIÓN JURÍDICO-INSTITUCIONAL DEL SECTOR ELÉCTRICO URUGUAYO 1912 1967 1974 1977 1979 1983 1991 1992 1997 1998 1999 1999 2002 2003 Aprobación de la Ley Nº 4.273 que crea la UTE Entra en vigencia de la Constitución del 67’ Firma del Acuerdo de Interconexión Energética entre Argentina y Uruguay. Aprobación del “Decreto Ley Nacional de Electricidad” (Nº 14.194) Aprobación del Decreto Reglamentario (Nº 339/979) Aprobación del Convenio de Ejecución del Acuerdo de Interconexión Energética con Argentina. Aprobación de la “Ley de Reforma de las Empresas Públicas” (Nº 16.291) Convocatoria a referéndum para dejar sin efecto varios de los artículos de la Ley Nº 16.291. Triunfa la opción que postula la derogación parcial de la ley por el 73% de los votos Aprobación de la “Ley de Marco Regulatorio del Sector Eléctrico” (Nº 16.832). Creación del ente regulador para el sector eléctrico (UREE) Fracaso de convocatoria a referéndum para derogar la Ley Nº16.832 Aprobación del Decreto Reglamentario de la Ley (Nº 22/999) Intercambio de Notas Reversales entre las cancillerías de Uruguay y Argentina, que alientan la realización de los intercambios eléctricos Aprobación de los Reglamentos de Distribución, Trasmisión, Mercado Mayorista de Energía Eléctrica y Reglamento General (Nº 276; 277; 278 y 360) Conformación del directorio de la ADME (46) El siguiente comentario resulta elocuente a este respecto: ”la competencia no ha tenido las mínimas condiciones para instalarse ya que UTE en su calidad de único distribuidor, reserva para sí toda la demanda, ya sea suministrándola con generación propia o intermediando la generación de Salto Grande y de Argentina (C. Costa, 2001). 31 6.3 Evolución del sector eléctrico (1992-2002) 6.3.1. Dimensión económica En lo que refiere a la seguridad de suministro, los estudios elaborados por los técnicos de la UTE sostenían que a partir de 1996 el sistema eléctrico uruguayo requería de 300 MW potencia firme, a los efectos de asegurar el suministro aún en condiciones hidrológicas adversas. La concreción de dicha inversión se fue dilatando y en su lugar, en 1999 (acuciados por una sequía que ponía en riesgo la continuidad del suministro) y tras 2 años de arduas negociaciones, se realizaron 3 contratos de respaldo (potencia firme y energía asociada) con generadores argentinos por un total 360 MW y una duración de 2 años con opción a renovación. En ese año, las Notas Reversales modificatorias de Acuerdo de Interconexión cursadas entre las cancillerías de Argentina y Uruguay, facultaron a ambas delegaciones a realizar las modificaciones que asegurasen la eliminación de las “asimetrías”. Argentina entendió que la nueva organización institucional del sector eléctrico en Uruguay satisfacía los requisitos mínimos de “simetría y reciprocidad”, y como consecuencia de lo actuado, UTE pudo acceder al mercado de contratos (L. Minetti, 2001). La incorporación de los contratos, constituyó un logro muy importante e implicó un cambio cualitativo en los requerimientos de inversión de la generación, en la medida que permitió atenuar el problema generado en la indivisibilidad de dichas inversiones (problema no menor para un sistema eléctrico relativamente pequeño respecto del tamaño mínimo económico de una central de tecnología moderna). El sistema adquiría así una mayor flexibilidad, se diferían inversiones y se lograba una mejor adaptación del parque de generación a los requerimientos de la demanda. De todas formas, existía cierto consenso en la necesidad de instalar una nueva central térmica en territorio uruguayo, que redujese la dependencia del sistema eléctrico respectos de los 47 contratos de importación con Argentina. . Luego de un intento fallido en 1998 de construir una 48 central termoeléctrica a gas natural con participación de capital privado en el litoral del país , 49 finalmente, y como forma de viabilizar la construcción del Gasoducto Cruz del Sur (GCdS) , el gobierno tomó la determinación de construirla en el sur del país. Luego de que en el 2000, quedara desierta una licitación convocada por UTE para la construcción de una central, el 50 gobierno decidió que ésta se construyese con capitales privados . En consecuencia, se realizó una nueva licitación, la cual también resultó desierta (en setiembre del 2002). Importa resaltar que en ambas ocasiones en que se convocó a la participación de privados se acordó aplicar la modalidad de contratos firmes (Power Purchase Agreement), que aseguran ingresos 51 prefijados y resultan de bajo riesgo . (47) Esto tiene su origen en que existía cierta desconfianza respecto del cumplimiento de las condiciones pactadas (en parte fundada en la gran asimetría de poderes de negociación que existe entre ambos países) y de la inseguridad que generaba la existencia en los contratos de cláusulas que invocaban la posibilidad de suspender el suministro en caso de generarse restricciones de transporte en el Sistema Interconectado Argentino. De hecho dicho recelo se vio justificado al declarar Argentina unilateralmente la dolarización de los contratos de exportación de gas y electricidad que estaban pactados en pesos argentinos. (48) UTE y ANCAP aportaron al gobierno de la Provincia de Entre Ríos (Argentina), los fondos que posibilitaron que el Gasoducto del Litoral Argentino permitiese el transporte de más de 2 millones de m3/día de gas hasta Uruguay. (49) UTE y ANCAP comprometieron la compra a GCdS de un total de 2 millones de m3/día de capacidad firme. En tanto que UTE firmó (en 2001) con Pan American Energy y Wintershall (también accionistas de GCdS), un contrato de compra de gas por 1.8 millones de m3/día, por 15 años, en la modalidad take or pay. En definitiva fueron las empresas públicas del ámbito energético quienes viabilizaron la construcción del gasoducto. (50) El principal argumento invocado para que fuese construida por capitales privados estaba ligado a la necesidad de no incrementar la deuda pública y preservar así para el país el “grado inversor” (investment grade). (51) En un año hidrológico promedio la generación de origen hidráulico cubre alrededor del 75% de la demanda y en años de buena hidraulicidad el costo marginal de generación puede mantenerse en valores muy bajos (incluso cero) durante muchos meses. Frente al temor de que este contexto de incertidumbre no resultase atractivo para el inversor privado averso al riesgo, se optó por una modalidad de contrato de largo plazo que le asegurase los ingresos. 32 Con la relación a la calidad del servicio, la evolución que se observa en el gráfico 2 permite 52 visualizar una clara mejora que se ve reflejada en la evolución del indicador Tc . Vale la pena mencionar que la propia empresa ha asumido voluntariamente compromisos de calidad, que llegan hasta la aplicación de autopenalizaciones a nivel del cliente. Gráfico 2. Tiempo de corte por cliente 1993 - 2001 100 89 Tc (Horas) 80 54 60 37 40 25 23 20 23 1996 1997 1998 1999 20 31 21 0 1993 1994 1995 2000 2001 Fuente: Memorias UTE. El comportamiento seguido por las inversiones, que se observa en la tabla 1, muestra que éstas se han mantenido en montos significativos, lo que ha permitido la mejora de la calidad 53 del servicio ya mencionada y la satisfacción de las necesidades de expansión del suministro . TABLA 1. EVOLUCIÓN DE INDICADORES ECONÓMICO-FINANCIEROS DE U.T.E. (PERÍODO 1992-2002) EN MILLONES DE DÓLARES Inversiones Deuda Versión de resultados Ingresos por facturación 1992 104 982 1993 126 1.039 1994 148 1.050 1995 112 1.007 1996 86 943 1997 119 889 1998 113 818 1999 129 729 2000 71 652 2001 122 573 2002 70 515 15 15 30 10 30 38 36 71 66 75 81 385 400 472 551 569 613 650 646 641 598 422 Fuente: Memorias de UTE Los indicadores económicos-financieros muestran que la empresa ha hecho un importante esfuerzo para sanear sus finanzas, lo que la condujo a una significativa reducción de su deuda (en el 2002 el nivel de apalancamiento deuda/activos se ubicaba en el orden del 25%). Sin este esfuerzo la empresa hubiera visto fuertemente comprometida su continuidad, frente a la 54 gravísima crisis económica que está viviendo en país . Por otra parte la versión de resultados, que puede interpretarse como los dividendos que trasfiere una empresa a sus dueños (en este caso el Estado Uruguayo), han ido creciendo hasta alcanzar tasas razonables para una empresa del sector eléctrico. Impacto de la estructura tarifaria en los distintos sectores de la población El nivel de precios de las tarifas eléctricas constituye el punto más cuestionado del desempeño del sector. Fuente: Elaboración propia en base a datos UTE e INE (52) Se define como el tiempo medio total de interrupción por consumidor durante un período de un año. (53) En el período 1992-2002, la tasa media de crecimiento de la demanda fue de 4% anual acumulativo. (54) A partir de 1999 la economía del país entró en una fase recesiva que continúa hasta el presente. En el 2002 la crisis se agudizó como consecuencia del colapso del sistema financiero, que provocó una contracción de los depósitos del 45%, la reprogramación del 54% de los depósitos en moneda extranjera, y una desvalorización de la moneda del orden del 50%. En este contexto por primera en la historia del sector el consumo de energía eléctrica cayó (2%). 33 4,000 Gráfico 3. Evolución del precios medio de la electricidad (en $ constantes de 1989) 3,500 3,000 2,500 2,000 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Precio Prom. Ponderado Si bien el precio promedio de la electricidad en términos reales ha seguido una tendencia decreciente (aunque con evoluciones muy dispares para las distintas categorías tarifarias, ver tabla 2), si se analiza la incidencia de la factura eléctrica en los ingresos de los hogares, se 55 observa que ésta representa un porcentaje no despreciable de dichos ingresos (especialmente en los hogares de menores recursos) y que en los últimos años su incidencia es creciente. En esto se funda la percepción que existe en la población del elevado costo de las tarifas. El comportamiento que se observa en el gráfico 4 se explica en gran parte por el pronunciado descenso en los ingresos de la población que se verificó en los últimos años (cayó un 25% entre 1999 y el 2002) y por el aumento del consumo residencial mensual promedio por servicio (pasó de 212 kWh en 1992 a 264 kWh en el 2002), producto del sustancial incremento de la tasa de equipamiento de los hogares (se duplicó el parque de electrodomésticos). Gráfico 4. Participación del gasto de energía eléctrica en los ingresos de los estratos bajo, medio y alto 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1989 1990 1991 1992 1993 1994 20% + pobre 1995 1996 mediana 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20% + rico Fuente: Elaboración propia en base a datos UTE e INE Incidió también en la percepción de la población, el hecho de que desde un sector de los medios de comunicación masiva se ha insistido permanentemente en el elevado costo de la tarifa eléctrica (del que se inferiría la “ineficiencia intrínseca” de la actividad empresarial (55) Importa resaltar que los valores relativamente altos que se dan respecto de otros países de la relación, se relacionan con el hecho de que en Uruguay la electricidad se utiliza extensamente en usos calóricos (especialmente calefacción de ambientes y calentamiento de agua). La reciente entrada del gas natural modificará probablemente esta situación. 34 estatal), el que se habría convertido en una traba para el desarrollo del país. Para abonar esta idea se recurría reiteradamente a la comparación respecto de las tarifas de las privatizadas de 56 las empresas eléctricas de Buenos Aires, EDENOR y EDESUR . Más allá de la ilegitimidad de esta comparación, resulta metodológicamente incorrecto utilizar la simple comparación de las tarifas entre empresas de distintos países como fundamento para evaluar la eficiencia de las empresas. En lo que refiere al precio de la energía eléctrica para fines industriales, de la observación del Gráfico 5 se puede apreciar que el insumo eléctrico no ha constituido un factor de pérdida de competitividad para las empresas localizadas en el país. Durante el período del llamado “rezago cambiario” (de inflación en dólares) se llevó a cabo una política deliberada de mantener el costo en dólares para las tarifas de grandes industriales. A partir de 1998, como consecuencia del incremento de la depreciación de la moneda, se comienza a constatar una progresiva disminución dichas tarifas (expresadas en dólares). Gráfico 5. Evolución del precio medio Tarifa Grandes Consumidores (dólares corrientes) 6,00 5,50 5,00 4,50 4,00 3,50 3,00 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Fuente: Elaboración propia en base a datos UTE. Por otra parte los valores de la encuesta CIER del año 2001 (Gráfico 6) permiten apreciar que la tarifa para grandes consumidores de UTE resulta competitiva en relación a las de las demás empresas. E( Pa (C ) ap ED .A EM r)) SA (A r) E D UT E ET (U r) (P C ro H IL v. Ar EC TR )) A( C h C PF ) L( B LD r ) S( P C E M e) IG (B r C EE ) E( B C E L r) H IL C Q (P U e) IN TA (C h) EL O R (P e) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 ED R ES U AN D U$S/MWh Gráfico 6. Comparativo precios de Cuenta Tipo CIER Consumos Industriales 100,000kWh/mes, valores al 2/1/2002 Fuente: Elaboración propia en base a datos CIER y sitios Web de empresas eléctricas. Cabe señalar que el esfuerzo realizado por mantener la competitividad de dichas tarifas implicó como contrapartida la aplicación de transferencias intertarifarias, que el en caso concreto que estamos analizando, recayó sobre pequeños emprendimientos comerciales (Tarifa General). (56) Esta comparación carece de toda legitimidad, entre otras cosas porque EDENOR y EDESUR atienden zonas urbanas densamente pobladas, 490 y 637 clientes/km2 respectivamente, en tanto que UTE suministra el servicio a todo el país y su densidad es de 6.6 clientes km2. Dado que la función de costos de una distribuidora está inversamente correlacionada con la densidad, se puede apreciar que dicha comparación carece de todo sentido. 35 TABLA 2. VARIACIONES RELATIVAS DE PRECIOS EN TÉRMINOS REALES POR CATEGORÍAS TARIFARIAS (1992 Base 100) Categorías tarifarias Tarifa Residencial(TRS) Tarifa General (TGS) Tarifa Grandes Consumidores (TGC) Precio promedio ponderado 1992 100 100 100 100 2002 100.2 120.3 69.2 90 Fuente: Elaboración propia en base a datos INE y UTE en cifras 6.3.2. Dimensión social En lo que respecta a las políticas sociales que se implementaron en el sector, éstas se viabilizaron por medio de diferentes instrumentos. Ya sea a través de la estructura tarifaria o por medio otros mecanismos que implicaron subsidios explícitos (políticas específicas para hogares carenciados, descuentos comerciales, etc.), la UTE ha hecho un esfuerzo por reducir el peso de dicho consumo en los ingresos de los sectores menos favorecidos. La actual estructura tarifaria presenta tres escalones con precios crecientes, de los cuales el primero (correspondiente a los 100 primeros kWh) está fuertemente subsidiado. Además existe un política tarifaria específica, destinada a aquellos núcleos habitacionales comprendidos en las categoría de viviendas modestas y barrios carenciados, que se ven beneficiados bonificaciones de un 80% sobre los conceptos de potencia y cargo fijo, un 20% sobre los primeros 100 kWh y exoneraciones sobre el costo de la contribución. Como se visualiza en el gráfico 7, las cuentas tipo para los distintos estratos de ingresos (no se consideraron las bonificaciones anteriormente citadas), en el período 1992- 2002 tuvieron prácticamente la misma evolución. El desfasaje que se empieza a constatar a partir de 1994, se debe a que en dicho año se incorporó a la estructura tarifaria el cargo por potencia contratada, que tuvo una incidencia proporcional mayor en los estratos de menores ingresos; y a la introducción de la tarifa multihorario, que requería de un consumo promedio relativamente alto (al que preferentemente acceden los estratos más ricos) para erigirse una opción beneficiosa. Gráfico 7. Evolución cuentas tipo para diferentes estratos de ingresos 700 600 500 400 20% + pobre mediana 300 20% + rico 200 100 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Fuente: Elaboración propia en base a datos UTE e INE Conexión de hogares urbanos de bajos recursos En cuanto al cada vez mas extendido fenómeno de las conexiones irregulares a la red eléctrica que se constata en los asentamientos (barrios carenciados), la empresa optó por una estrategia de no confrontación, que busca en una primera instancia la instalación de medidores con el fin de cuantificar el problema y regularizar las instalaciones para evitar problemas de seguridad. La propia UTE costea la acometida, inspecciona gratuitamente y en algunos casos paga la instalación interior. Posteriormente se realiza un seguimiento de los suministros 36 regularizados. De todas formas resulta alarmante el incremento de las llamadas “pérdidas no técnicas” (hurtos, fraudes, conexiones ilegales, etc), resultantes el deterioro del nivel de vida de la población. Electrificación rural En Uruguay ha sido tradicional la existencia de políticas gubernamentales, instrumentadas a través de la UTE, que han favorecido las conexiones domiciliarias y el suministro a partir de subsidios, a sectores de la población a los que un sistema riguroso de mercado no hubiera posibilitado el acceso. La extensión de la electrificación rural no ha respondido a un objetivo de 57 rentabilidad , sino que se ha desarrollado como parte de las políticas sociales implementadas por la empresa y ha estado impregnada de un alto contenido de clientelismo político. En los últimos 10 años los Km de líneas de electrificación rural se han ido incrementando a un ritmo tal que han permitido extender la cobertura en el medio rural del 50% al 75% de los hogares. En la actualidad Uruguay con el porcentaje más alto de electrificación de A. Latina (97%). Políticas de empleo Como se muestra en la tabla mediante la aplicación de una política gradual de retiros voluntarios incentivados la empresa redujo su plantilla en un 35%, en el período considerado. TABLA 3. 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Personal 10.394 10.449 10.625 10.589 9.681 8.083 8.002 7.928 7.368 7.102 6.760 Fuente: Memorias UTE. 6.3.3. Dimensión medioambiental En el año 1994 se creó en el ámbito de la UTE una unidad especializada de Gestión Ambiental, que integró dicha dimensión a la planificación, ejecución, operación y abandono de los nuevos proyectos, en consonancia con las obligaciones que se deducen de la aplicación de la normativa ambiental vigente (Ley de Evaluación de Impacto Ambiental Nº 16.466 y Decreto Reglamentario 435/94). Esta unidad fiscaliza también la utilización de recursos renovables y el manejo sustentable de las cuencas hidráulicas, realiza auditorías de desempeño ambiental, controla el cumplimiento de las normativas ambientales e implementa medidas de mitigación de impactos locales y globales por emisiones contaminantes. TABLA 4. EMISIONES DE CO2 DEL SECTOR ELÉCTRICO URUGUAYO (KTON) CO2 1990 34 1994 271 1998 84 2002 296 Fuente: Dirección Nacional de Medio Ambiente – Unidad de Cambio Climático Dada la fuerte componente hidráulica de la generación, la emisión de GEI proveniente del sector eléctrico alcanza niveles poco significativos. En la década de los 90’ dicho sector contribuyó con un porcentaje inferior al 7 % del total de emisiones de GEI del país. Por la misma razón los esfuerzos por desarrollar nuevas fuentes renovables han sido muy limitados. En lo que atañe a la promoción del URE, la UTE ha emprendido una intensa campaña destinada a promover la adopción de las tarifas multihorario, con el objetivo de mejorar su estructura de costos (promoviendo el pasaje de consumos de las horas punta al valle) y posibilitando reducciones tarifarias. También se realizó una campaña publicitaria con el objetivo de informar a la población acerca del uso eficiente del equipamiento eléctrico. La propia estructura tarifaria creciente por bloques de consumo puede considerarse como una herramienta que contribuye a un uso más racional de la energía. (57) Por ley las tarifas son las mismas en todo el territorio nacional y es sabido que en sistemas dispersos los costos de suministro son muy superiores a los de las zonas urbanas. 37 6.3.4 Comportamiento del sector ante la crisis del país Un aspecto importante que no se debe soslayar al evaluar la sustentabilidad del sector eléctrico uruguayo es su capacidad de reacción frente a una situación de crisis aguda, como la que hizo eclosión en julio del 2002. El colapso económico y financiero del país repercutió seriamente en la empresa eléctrica. Su ecuación económica se vió gravemente afectada como consecuencia de la brusca variación del tipo de cambio (en una estructura de costos que se encontraba dolarizada en casi un 60%), que provocó un descenso de la recaudación en dólares del 30% entre el 2001 y el 2002. La situación del país impedía realizar los ajustes tarifarios que compensaran las variaciones de costos por lo que se optó por implementar incrementos escalonados en el tiempo (Gráfico 8). De esta forma se atenuó el impacto sobre los consumidores y se resguardó la salud financiera de la empresa, que de no haber seguido en los años anteriores una estrategia de amortización acelerada de sus pasivos, hubiese caído en bancarrota. GRAFICO 8 Comparación Incrementos según Costos y Tarifa Promedio 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 nov03 set 03 jul 03 may03 mar 03 ene 03 nov02 set 02 jul 02 may02 mar 02 ene 02 nov01 set 01 jul 01 may01 mar 01 ene 01 Costos Tarifa De todas formas, los perjuicios para la empresa fueron muy grandes, y el gobierno tuvo que resignarse a renunciar a la toma de dividendos (versión de resultados). 7. A modo de síntesis A modo de síntesis se puede afirmar que en los últimos 10 años el sistema eléctrico uruguayo evidenció un notorio avance. Se verificó un alto nivel de inversiones que se tradujo en una significativa mejora en la calidad del servicio y en la seguridad del abastecimiento. El mejor desempeño de la empresa eléctrica también redundó en un descenso del precio promedio de la energía eléctrica en términos reales (10%). En este lapso estuvo también asegurado el abastecimiento del suministro. El mantenimiento del monopolio estatal en todos los eslabones de la cadena eléctrica, no fue un obstáculo para que se pudieran implementar políticas de búsqueda de eficiencia. Es probable que la amenaza de implementación de la reforma (privatización incluida), haya actuado como acicate para que la empresa eléctrica iniciara su propio proceso de transformación. Sin embargo siguen existiendo espacios para la utilización de la empresa con fines políticos, ya sea subordinándola a las exigencias de la política macroeconómica o meramente como instrumento para la distribución de favores. Como parte del Estado la empresa resulta vulnerable al juego de presiones que se abaten sobre éste. La política tarifaria implementada en el período resulta ilustrativa a este respecto. Si bien la política tarifaria aplicada al interior del sector residencial no tuvo un impacto redistributivo regresivo, bajo la presión del lobby de los grandes empresarios las tarifas de la categoría de grandes consumidores se mantuvieron subsidiadas a costa de las tarifas correspondientes a los consumidores residenciales y principalmente la de los pequeños comerciantes. Si bien el sector eléctrico ha podido superar con gran esfuerzo la grave crisis por la que atravesó el país, no se puede pasar por alto dos temas que están pendientes de resolución: la construcción de la 38 nueva central térmica y el significativo incremento de los hurtos de energía. En lo que atañe al primero, sería deseable que la empresa contara con un mayor margen de independencia respecto del gobierno de turno para tomar sus decisiones de inversión. En ausencia de una política de estado en materia energética, estas inversiones (de largos períodos de maduración) no pueden estar supeditadas a un juego político de visión cortoplacista. En lo que refiere al aumento de las “pérdidas no técnicas” (que en la actualidad alcanza aproximadamente al 10% de la energía generada), la empresa se revela impotente para revertir esta tendencia. Esta situación de debe en parte a la inexistencia de fronteras claras entre la vocación social de la empresa pública, el objetivo de rentabilidad y el oportunismo político. A pesar del éxito relativo de la Argentina con la introducción de reformas de mercado en el sector eléctrico, los decisores de políticas y los organismos multilaterales internacionales reconocieron (los primeros con renuencia) que un número importante de beneficios públicos no fueron adecuadamente resueltos por los nuevos mercados eléctricos. Los esfuerzos en la implementación de reformas, aún pendientes, para encarar problemas relacionados con los beneficios públicos, intentarían corregir la operación de los mercados competitivos y regulados, especialmente en lo relacionado con el uso eficiente de la energía y los aspectos sociales. Hoy existe un creciente interés político en la realización de un nuevo análisis de las reformas para promover y proteger los beneficios públicos. Por otra parte, la crisis aun no resuelta, resultado de los cambios en las condiciones macroeconómicos de principios de 2002, genera fuertes dudas sobre la sustentabilidad económica y, sobre todo, la robustez de los sistemas de regulación y propiedad instaurados durante la década del noventa. Una lección no menor de la crisis desatada, es que la garantía de abastecimiento, presente y futuro, descansa en la adecuada provisión de los recursos económicos para cubrir los costos necesarios. La ecuación económica del abastecimiento de electricidad, con diferencias marginales, es independiente de quien ejerza el derecho de propiedad sobre la infraestructura necesaria es, sin embargo, fuertemente dependiente de los precios y tarifas que permitan cubrir los costos operativos y garantizar la expansión del sistema. El error cometido en la década del ochenta con el desfinanciamiento de las empresas públicas y su virtual quiebra, que dio lugar a la apelación de la inversión privada para garantizar el abastecimiento, no debería volver a repetirse quince años después. Es necesario que se arbitren, como parte de la renegociación de los contratos de concesión, los ajustes necesarios para garantizar dicho abastecimiento, sin lesionar los intereses de los sectores más desposeídos pero respondiendo a una cobertura adecuada de la ecuación económica del abastecimiento. La agitación de los fantasmas inflacionarios para justificar el congelamiento de precios y tarifas de la energía puede ser un instrumento efectivo en el corto plazo, pero de nefastas consecuencias en el futuro mediato. El sistema implantado en 1992, está diseñado atendiendo principalmente al funcionamiento de las cadenas en el corto plazo, dejando a cargo de los inversores privados las decisiones que afecta el desarrollo del sistema energético en el largo plazo. Esto implicó el abandono del planeamiento utilizado en el pasado y el desafío para identificar otros mecanismos destinados a orientar la evolución futura de dicho sistema, si es que se pretende que el Estado tenga una política energética activa. 8. Consideraciones Finales En una primera aproximación al tema, intentaremos desarrollar algunos conceptos que nos permitan comprender mejor la evolución exhibida por los sectores eléctricos de ambos países. Las especificidades de cada país, en términos de tamaños relativos, situación de partida, antecedentes históricos, sociales, políticos, ideológicos y culturales, se revelan como factores importantes a la hora de explicar las diferencias que se observan en el grado de implementación de las reformas llevadas a cabo en la última década por lo gobiernos de Argentina y Uruguay. 39 En lo que al Sector Público se refiere, estos dos países representan dos extremos del abanico de opciones de formas de organización adoptadas por los países de la región. En tanto Argentina privatizó la casi totalidad de sus empresas públicas y asignó al mercado un rol central en la toma de decisiones, Uruguay en cambio mantuvo a sus empresas públicas en manos del Estado, así como el rol preponderante de éste en el proceso de decisión e implementación de políticas públicas. Varios factores han incidido en la fuerte resistencia que opuso la sociedad uruguaya a la implantación del modelo aperturista y privatizador. El arraigo del pensamiento batllista en la conciencia colectiva de los uruguayos, bajo cuyo impulso las empresas públicas se convirtieron en propulsoras de un modelo de desarrollo percibido como exitoso durante una parte importante del siglo XX, explica en parte el singular comportamiento de la sociedad uruguaya. Uruguay experimentó un temprano proceso de participación del Estado en áreas consideradas estratégicas para el desarrollo de la sociedad. Esta participación se fundaba en la convicción de que el desenvolvimiento de la economía requería de la expansión de los servicios públicos y que ésta exigía grandes capitales y la existencia de un empresariado nacional interesado y capaz de promover esas actividades. Al no darse esas condiciones, había sectores estratégicos para el crecimiento del país que quedaban a cargo de empresas extranjeras, con el agravante de que, dado lo reducido del mercado interno, esas empresas devenían monopolios (imponiendo así sus tarifas o restringiendo su expansión a las zonas más rentables). Para impedirlo y al mismo tiempo evitar que se produjeran remesas excesivas de divisas al exterior, se impulsaba la intervención del Estado para que tomara a su cargo la prestación de ciertos servicios básicos. Se sustentaba que el Estado era el organismo representativo de la sociedad y el agente económico que estaba en mejores condiciones para captar una parte importante del ahorro existente (teniendo en cuenta que no había un mercado de capitales suficientemente desarrollado) y orientarlo hacia inversiones de interés general, que generaban una reducida rentabilidad privada o requerían un prolongado período de maduración. Las actividades del Estado debían servir como instrumento de redistribución del ingreso, mediante el mejoramiento de las remuneraciones de los trabajadores de las empresas e inclusive otorgándoles participación en las utilidades. Subyacía la idea que el Estado no era simplemente “juez y gendarme”, como sostenía el liberalismo clásico, sino que debía cumplir funciones sociales y económicas (A.Solari y R.Franco, 1983). Durante buena parte del Siglo XX hubo cierto consenso en torno a la conveniencia y legitimidad de que el Estado cumpliera funciones empresariales, que como hemos señalado, estaba fuertemente emparentado con la hegemonía ideológica del batllismo y con el hecho de que en líneas generales el desempeño de las empresas públicas resultó exitoso. Es importante no perder de vista que el proceso de transformación descrito anteriormente fue posible gracias a la situación relativamente favorable en que se encontraba el país respecto de los centros del capitalismo mundial. Por un lado, la crisis del 29’ había golpeado fuertemente los niveles de la actividad económica y provocado una importante destrucción de capital en los países centrales. Por otro lado, la existencia de un control nacional del voluminoso excedente generado en la ganadería extensiva, habilitó mediante la activación de mecanismos de redistribución del ingreso, la formación de una vasta clase media y de un mercado de productos importados. Estos ingredientes, aunados al levantamiento de medidas proteccionistas del mercado interno, fundarán las bases para el surgimiento de una industria sustitutiva nacional. A partir de la segunda mitad de la década del 50’ una vez agotado el modelo anterior y sumida la economía del país en una fase de estancamiento, se instaló en el país una fuerte pugna 58 distributiva entre distintos sectores de la sociedad , que amenazaba con alcanzar niveles de (58) Los ganaderos, por ejemplo, siempre adujeron que el sistema implicaba una redistribución del ingreso generado por las exportaciones del sector agropecuario y que ellos consideraban propio. Sin embargo desde una interpretación funcionalista se podría argumentar que, en definitiva, estos grupos terratenientes y ganaderos fueron los beneficiarios fundamentales, por cuanto el mecanismo 40 virulencia cada vez mayor. Comienza así a agudizarse un fenómeno que había surgido algunos años antes, el desinterés por parte de la administración pública uruguaya por el objetivo de eficiencia. Dicho objetivo pasó a un segundo plano, ante la necesidad crear empleos destinados absorber a potenciales o efectivos desocupados, como manera de aliviar al sistema político de las tensiones que una alta tasa de desocupación podía crear, buscando de esa manera una cierta conformidad y adhesión al sistema. (A.Solari y R.Franco, 1983). El propio ingreso a los cargos públicos se hacía con criterio clientelístico, a través de la intermediación de los partidos políticos tradicionales. La idea de la autonomía del sector empresarial estatal (incluida la financiera) llevaba implícita la preocupación por tener un sistema eficaz en relación a los fines perseguidos y que estuviera al abrigo de las influencias políticas coyunturales. Con el correr del tiempo se empieza a constatar una erosión paulatina de la autonomía de las empresas públicas respecto del Poder Ejecutivo y de los partidos tradicionales, los que recurren cada vez con más fuerza al sector empresarial estatal, como recurso de poder. Si bien la dictadura (1973-1980) en su discurso proclamó la implantación de una gestión moralizadora que acabaría con la corruptela e introduciría criterios de eficiencia, en la realidad nada de ello se concretó. La intervención militar creó una nueva dependencia, esta vez respecto de la estructura jerárquica de las FFAA. A finales de los 80’ comienza a darse un amplio debate entorno al futuro de las empresas públicas. Había consenso en la necesidad de reformarlas para mitigar las ineficiencias por todos constatadas. Un país que aspiraba a “crecer hacia afuera” y ganar mercados en un mundo globalizado cada vez más competitivo, no podía darse el lujo de mantener empresas poco eficientes en áreas tan vitales. Pero el contenido de las reformas estaba lejos de ser consensuado. En grandes líneas se pueden esbozar tres posiciones. Un sector reformador radical (presente en ambos partidos tradicionales) que postula la ineficiencia intrínseca del rol empresarial del Estado y que abogaba por la privatización lisa y llana. Otro sector (también presente en ambos partidos tradicionales) más moderado y gradualista en lo que concierne a la reforma de los servicios públicos. Y en tercer lugar un sector (mayoritariamente de izquierda) que se opone a las reformas estructurales de corte neo-liberal, pero que permanece crítico respecto del uso partidario de las empresas públicas. En el sector moderado se observa que desde el punto de vista ideológico presenta afinidades con el liberalismo. Pero por otro lado, posee fuertes vínculos con el aparato estatal (producto de sus largos años en el gobierno) y con la reducción del papel del Estado corre el riesgo de perder una parte considerable de su electorado y de su poder. Es que el Estado mantiene una inercia propia una vez que ha aumentado su tamaño y las áreas a las cuales extiende su actividad, y hacerlo retroceder puede tener un alto costo político que no todos están dispuestos a pagar. Además las empresas públicas constituyen una porción importante de la economía, y se han constituído en un instrumento imprescindible para la implementación de las políticas llevadas a cabo por los gobiernos. Por ello aún cuando la ideología sustentada abogue por disminuir los campos de acción del Estado, la práctica política conduce a utilizar las instituciones para alcanzar aquellos propósitos políticos que se consideran legítimos. El sector que nuclea a los partidos de izquierda y la central de trabajadores (particularmente los sindicatos de las empresas públicas) con su posición de defensa del rol protagonista del Estado en la fijación e implementación de políticas públicas, han logrado amalgamar parte del 59 espacio ideológico que ocupaba el batllismo con las corrientes de inspiración socialista. En consecuencia, se ha logrado articular un amplio movimiento de rechazo a la idea privatizadora, particularmente cuando ésta se planteó como alternativa para las empresas públicas de los sectores más dinámicos (energía y telecomunicaciones). Esta es la expresión del compromiso de una amplia franja de la sociedad con los objetivos sociales ligados a la característica de del clientelismo permitió que no se alterara la estructura básica de la economía, cuya piedra de toque era el latifundio. (A. Solari y R. Franco, 1983). (59) En el que ahora se ubican aquellos que entienden que muchas de los postulados que dieron sustento al rol del estado batllista, aún siguen vigentes. 41 servicio público (equidad territorial, tarifas sociales), o el apoyo a políticas industriales y tecnológicas (obligación de comprar a proveedores nacionales de equipamientos). El concepto de externalidad puede ayudarnos a comprender porqué estos argumentos han calado hondo en la población. Para un país relativamente pequeño y sin grandes riquezas (rodeado por dos potencias regionales), dicho concepto es clave para justificar la presencia del Estado en los servicios públicos y la no privatización de sus empresas. Entre las externalidades más importantes se encuentra la posibilidad de desarrollo en el país de 60 capacidades productivas y tecnológicas en estos sectores . Esto se cumple particularmente en el caso de la electricidad, a la que se le adosan los atributos de vector de desarrollo económico. Importa resaltar que en Uruguay hablar de privatización de empresas públicas es sinónimo de trasnacionalización (debido a la inexistencia de una acumulación capitalista autóctona capaz de competir con el capital trasnacional) y esto explica la recurrente alusión a la defensa de “lo nacional” que exhibe el discurso antiprivatizador. Además, los antecedentes históricos muestran que en Uruguay las empresas multinacionales no han desarrollado capacidades de investigación y desarrollo (L. Porto). A ello se suma que al ser las empresas más grandes del país, son las prácticamente las únicas que pueden alcanzar una masa crítica suficiente para apropiarse de los beneficios de las economías de escala, diversificarse y proyectarse al plano internacional. La conjunción de todos estos elementos explica en gran parte el fuerte respaldo que manifiestan los uruguayos por sus empresas públicas. En el caso de Argentina, el análisis permite arribar a algunas conclusiones relevantes. • La crisis económica de fines de los 80 y principios de los 90 fue el marco en el que se diseñaron las políticas y la nueva estructura del sector eléctrico. El origen de la reforma debe buscarse en el contexto macroeconómico y no en crisis sectoriales. La actual crisis que atraviesa el país, producto en gran medida de las reformas implementadas hace diez años, brinda una nueva oportunidad para reevaluar el rumbo tomado en el sistema energético. Los objetivos sociales y ambientales, si bien la experiencia indica que resulta en extremo difícil que los definidores de políticas y los donantes centren su atención en tal tema, se ha tornado en una prioridad más urgente lo que le permite escalar en la agenda política, ante el fracaso del mercado para resolver tales aspectos. • La experiencia argentina durante los 90, demuestra que los beneficios públicos (sociales y ambientales) no derraman automáticamente de un sector eléctrico financieramente solvente y eficiente. Tales aspectos requieren atención explícita, y hay una gran probabilidad de que puedan mejorarse si se las considera al diseñarse e implementarse reformas. Luego de la implementación de reformas, es mucho más difícil introducir cambios que favorezcan los beneficios sociales y ambientales. • La Sociedad Civil estuvo, en gran medida ausente, del proceso de discusión política que generó cambios sustantivos. Tal ausencia fue, en muchos casos, aprobación y apoyo implícito. La despreocupación por la “cosa pública” fue un síntoma de deterioro social y cultural que dejó en manos de unos pocos la decisión sobre aspectos trascendentes de la infraestructura económica y social del país. La aprobación de leyes de trascendencia, como la privatización de Gas del Estado, dieron lugar, incluso, a situaciones de violación de las normas legales sin reacción, prácticamente, por parte de la ciudadanía. Cuando la sociedad civil mostró un interés directo y reaccionó frente a la lesión de sus intereses, fue posible negociar soluciones (por ejemplo, el incidente con EDESUR o la suspensión del servicio a barrios de emergencia urbanos) que preservaron o mejoraron el suministro. En ausencia de tal presión de la sociedad civil, grupos minoritarios o de expertos rara vez ejercieron alguna influencia sobre los términos del debate público o el cambio de políticas públicas. El surgimiento de los grupos organizados de la sociedad civil ha sido, además, una clara demostración que los usuarios y ciudadanos no se han sentido adecuadamente protegidos por los entes del Estado creados a tal efecto, generando un fuerte descreimiento y ausencia de confianza en la estructura institucional del Estado. • (60) No hay otras empresas en Uruguay que alcancen una masa crítica de profesionales equivalente a la que generan las empresas públicas. 42 • • La banca multilateral -en particular el Banco Mundial- ejerció una importante influencia durante la etapa inicial de las reformas en la Argentina. La asistencia técnica, el aporte financiero, la presión sobre las políticas públicas, los condicionamientos para el otorgamiento de préstamos, fueron elementos cruciales en la definición y, sobre todo, la implementación de las políticas. Las recomendaciones, a posteriori, y los intentos de incorporar reflexiones y abordajes diferentes luego de los cambios estructurales resultaron, sino tardíos, ineficaces para resolver muchos de los problemas surgidos del propio proceso de reforma. Una visión limitada del papel del Estado, asumiéndolo como administrador y regulador del sistema con escasa capacidad para incorporar una visión y políticas de largo plazo restringe el poder y mandato estatal para la activa incorporación en perspectiva de los aspectos relacionados con la sustentabilidad del sistema. La política y regulación eléctrica, aparentemente, requieren de un mandato más amplio que equilibre explícitamente la responsabilidad del regulador de garantizar que los mercados funcionen con la necesidad de prevenir la intromisión en los intereses generales. Finalmente, un cambio de contexto tan radical, tanto por las transformaciones estructurales de la década del noventa como la crisis estructural actual, requiere de nuevas capacidades para el diseño y la implementación de políticas. Un Estado debilitado, subsidiario, sujeto a sucesivos planes de ajuste, ha perdido no solo la capacidad política, sino también la capacidad técnica para buscar y encontrar nuevas respuestas. Reconstruir la capacidad del Estado para intervenir eficazmente sobre el sistema y garantizar un desarrollo sustentable es, también, un aprendizaje que surge de la experiencia argentina. 43 BIBLIOGRAFÍA Abdala, Manuel A., 2001, “Instituciones, Contratos y Regulación de Infraestructura en Argentina”, Revista de Literatura Económica, IV (Noviembre), páginas 217-254 Abdala, Manuel A. y Chambouleyron, Andrés. 1999, “Inversión en transmisión dentro de sistemas energéticos competitivos: Decisiones de descentralización en la Argentina”, Política pública para el sector privado, nota Nº 192, Washington, D.C.: Banco Mundial, (Septiembre) Antmann, Pedro, 2001, “Algunas reflexiones acerca del sector energético”. Publicado en “Energía: aportes hacia una política de estado”. Editorial Trilce. Arza, Camila 2002, “La privatización de los Servicios Públicos, y sus impactos distributivos”. Buenos Aires: FLACSO – Area de Economía y Tecnología. 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